Размещено на http://www.allbest.ru/

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования

«САХАЛИНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»

ИЕН и ТБ Кафедра электроэнергетики

КУРСОВОЙ ПРОЕКТ

ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ СИСТЕМЫ И СЕТИ

Проектирование электроэнергетической системы

2014 г.



СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

1. ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ

1.1 Выбор рациональной схемы сети

1.2 Определение суммарной длины линий

2. ВЫБОР НОМИНАЛЬНОГО НАПРЯЖЕНИЯ

2.1 Выбор номинального напряжения для I варианта

2.2 Выбор номинального напряжения для II варианта

3. ПОТРЕБЛЕНИЕ АКТИВНОЙ И БАЛАНС РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ В ПРОЕКТИРУЕМОЙ СЕТИ

4. ВЫБОР ТИПА, МОЩНОСТИ И МЕСТО УСТАНОВКИ КОМПЕНСИРУЮЩИХ УСТРОЙСТВ

5. ВЫБОР СЕЧЕНИЯ ПРОВОДОВ ВЛ 110 кВ

6. ВЫБОР ТРАНСФОРМАТОРОВ

7. ВЫБОР СХЕМ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ ПОДСТАНЦИЙ

7.1 Применение схем распределительных устройств (РУ) на стороне ВН

7.2 Применение схем РУ 10 (6) кВ

8. РАСЧЕТ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАЙОННОЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ

9. РАСЧЕТ РЕЖИМОВ СЕТИ

9.1 Максимальный режим

9.1.1 Определение расчетной нагрузки ПС и расчет потерь в трансформаторах

9.1.2 Определение значения напряжения в узловых точках (в точках на стороне ВН) в максимальном режиме

9.1.3 Регулирование напряжения в электрической сети в максимальном режиме

9.2 Послеаварийный режим

9.2.1 Определение значения напряжения в узловых точках в послеаварийном режиме

9.2.2 Регулирование напряжения в электрической сети в послеаварийном режиме

10. Выбор оборудования

10.1 Составление схемы замещения

10.2 Выбор электрических аппаратов, токоведущих частей и измерительных приборов

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ



ВВЕДЕНИЕ

Уровень развития энергетики и электрификации в наиболее обобщенном виде отражает достигнутый технико-экономический потенциал любой страны. Энергетика обеспечивает электроэнергией и теплом промышленные предприятия, сельское хозяйство, транспорт, коммунально-бытовые нужды городов, рабочих и сельских поселков. Электрификация оказывает определяющее влияние на развитие всех отраслей народного хозяйства, она является стержнем развития экономики страны.

Основными поставщиками электроэнергии и тепла для народного хозяйства являются энергетические системы. Энергосистема-это совокупность электростанций, электрических и тепловых сетей, а также установок потребителей электроэнергии и тепла, связанных общностью режимов производства, распределения и потребления энергии и тепла. Энергосистемы охватывают все большие площади и в связи с этим как бы рассредоточиваются по территории. Так же современная тенденция развития энергосистем - это увеличение единичной мощности энергоблоков и укрупнение подстанций, рост номинальных напряжений и повышение пропускной способности электросетей. Существенное влияние на современное развитие энергосистем оказывают все возрастающие требование к ограничению неблагоприятных воздействий энергетических объектов на окружающую среду. Часть энергосистемы, включающая в себя электростанции, электрические сети (линии электропередачи и преобразовательные подстанции) и установки потребителей электрической энергии, составляют электрическую систему. Которая должна отвечать следующим основным требованиям:

- Рабочая мощность электростанций (текущее значение) должна соответствовать спросу потребителей электроэнергии (включая потери в сетях и расход на собственные нужды), изменяющемуся непрерывно в течение суток и года;

- Надежность электроснабжения должна соответствовать экономически оправданным требованиям потребителей;

- Качество поставляемой электроэнергии должно соответствовать установленным нормам;

- Себестоимость электроэнергии, выработанной и доставленной потребителям, должна быть, возможно, более низкой.



1. ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ

А. Предполагается строительство электрической сети в пределах Сахалинской области. Географическое расположение понижающих подстанций представлено в масштабе 1:2 000 000

Рис. 1 - Географическое расположение потребителей

Б. Характеристика потребителей электроэнергии

Таблица 1 - Исходные данные

№ подстанции	1	2	3	4	5
Pmax	13	18	23	21	28
cosц	0,87	0,88	0,89	0,88	0,87
Категория потребителей, %
I категория	10	25	25	5	0
II категория	30	10	20	60	55
Вторичное напряжение	10	10	10	10	10

Коэффициент мощности источника питания - РЭС принять равным 0,93.

Число часов использования максимальной нагрузки 4200 час.



1.1 Выбор рациональной схемы сети

Подготовлены 6 вариантов распределения электрических сетей.

Рис. 2 - Варианты распределительных сетей

1.2 Определение суммарной длины линий

Путем измерения по предложенной схеме определим расстояния между объектами.

L (А-1) = 106 км;

L (А-2) = 41 км;

L (А-3) = 80 км;

L (А-4) = 40 км;

L (А-5) = 81 км;

L (4-5) = 38 км;

L (2-3) = 72 км;

L (1-3) = 94 км;

L (1-4) = 112 км;

L (1-5) = 136 км;

L (5-2) = 116 км.

Общая протяженность сетей каждого варианта:

1. L = (А - 2) + (2 - 3) + (3-1) + (1-5) + (5 - 4) + (А- 4) = 421 км;

2. L = (А - 1) + (А - 2) + (А - 3) + (А - 4) + (4 - 5) = 305 км;

3. L = (А - 2) + (А - 1) + (2 - 3) + (3 - 1) + (А - 4) Ч 2 + (4 - 5) Ч 2 =

= 469 км;

4. L = (А - 2) + (1 - 4) + (2 - 3) + (3 - 1) + (А - 4) + (4 - 5) Ч 2 = 435 км;

5. L = (А - 3) + (1 - 3) + (А - 1) + (А - 4) + (4 - 5) + (5 - 2) + (А - 2) = =515 км;

6. L = (А - 2) Ч 2 + (2 - 3) Ч 2 + (3 - 1) Ч 2 + (А - 4) Ч 2 + (4 - 5) Ч 2 = =566 км.

Делая вывод расчетам, отметим, что предпочтительней выглядят 2 и 1 вариант предложенной сети, их и будем далее рассматривать и рассчитывать в расчетах. Отметим, также, что 1 вариант выглядит гораздо предпочтительней по условию надежности электроснабжения потребителей.



2. ВЫБОР НОМИНАЛЬНОГО НАПРЯЖЕНИЯ

Выбор номинального напряжения, электрической сети, ее схемы, образуемая линиями электропередачи - эти фундаментальные характеристики определяют капиталовложения и расходы по эксплуатации электрической сети, и поэтому их комплекс должен отвечать требованиям экономической целесообразности. При этом следует учитывать, что указанные характеристики и параметры сети находятся в тесной технико-экономической взаимосвязи. Так изменение схемы сети может повлечь необходимость изменений не только сечения проводов воздушных линий и схем подстанций, но и изменения ее номинального напряжения. Для этого может, применено эмпирическое расчетное выражение экономически целесообразного номинального напряжения (формула Г.А. Илларионова), кВ.

где:

L - длина ЛЭП, км;

P - передаваемая активная мощность, МВт [1, с. 56].

Для расчетов предварительно выбираем два варианта.

2.1 Выбор номинального напряжения для I варианта

Рис. 3 - Электрическая сеть промышленного района, вариант I



Для кольцевой цепи А -2 - 3 - 1 - 5 - 4 - А:

Рис. 4 - Кольцевая цепь А -2 - 3 - 1 - 5 - 4 - А

Расчет потокораспределения в нормальном режиме

Развернутый вид сети изображен на рисунок 4.

Определим мощности на головных участках сети по формулам [4].

Линия Л А-1:

Линия Л А-4:

Определим мощности на остальных участках сети

МВт,

МВт,



МВт,

МВт,

МВт,

Тогда напряжение рассчитаем по формуле 2.1:

Для кольцевой цепи по полученным результатам расчета экономически целесообразного номинального напряжения выбираем напряжение 110 кВ.

2.2 Выбор номинального напряжения для II варианта

Рис. 5 - Радиальная цепь

МВт,

Для остальных линий мощность будет равной мощности соответственной ПС таблица 2.

Тогда напряжение рассчитаем по формуле 2.1:

Для радиальной цепи по полученным результатам расчета экономически целесообразного напряжения выбираем напряжение 110 кВ.



3. ПОТРЕБЛЕНИЕ АКТИВНОЙ И БАЛАНС РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ В ПРОЕКТИРУЕМОЙ СЕТИ

Потребление активной мощности в проектируемой сети в период наибольших нагрузок слагается из заданных нагрузок в пунктах потребления электроэнергии и потерь мощности в линиях, понижающих трансформаторах и автотрансформаторах.

Источниками активной мощности в электроэнергетических системах являются электрические станции. Установленная мощность генераторов электростанций должна быть, чтобы покрыть все требуемые нагрузки с учетом потребителей собственных нужд станций и потерь мощности в элементах сети, а также обеспечить необходимый резерв мощности в системе.

Наибольшая суммарная активная мощность, потребляемая в проектируемой сети, составляет:

где:

- наибольшая активная нагрузка подстанции i, i = 1,2….n;

= 0,95 - коэффициент одновременности наибольших нагрузок подстанций;

= 0,05 - суммарные потери мощности в сети в долях от суммарной нагрузки подстанций.



Находим наибольшую суммарную реактивную мощность:

Тогда полная суммарная мощность:

Находим наибольшую суммарную полную мощность:

Данные сведем в таблицу 2.

Таблица 2 - Расчет нагрузок потребителей

№ потребителя	Активная мощность i-го пот-ребителя Pi, МВт	Коэффициент мощности i-го пот-ребителя cosцi	Модуль полной мощности i-го потребителя Si, МВ•А	Реактивная мощность i-го пот-ребителя Qi, Мвар	Комплекс полной мощности i-го потребителя МВ•А
1	13	0,87	17,01	10,97	13+j10,97
2	18	0,88	23,42	14,99	18+j14,99
3	23	0,89	29,64	18,7	23+j18,7
4	21	0,88	27,24	17,35	21+j17,35
5	28	0,87	36,84	23,63	28+j23,63

Тогда полная суммарная мощность:

Для комплексной оценки потерь реактивной мощности в трансформаторах и автотрансформаторах можно принять, что при каждой трансформации напряжения потери реактивной мощности составляют приблизительно 10 % от передаваемой через трансформатор полной мощности:

где:

= 1 - количество трансформаций напряжения от источника до потребителей в i - м пункте сети.

Суммарная наибольшая реактивная мощность, потребляемая с шин электростанций или районной подстанции, являющихся источниками питания для проектируемой сети может быть оценена по выражению:

где:

- наибольшая реактивная нагрузка узла i, i = 1,2….n;

= 0,98 - коэффициент одновременности наибольших реактивных нагрузок потребителей;

- суммарные потери реактивной мощности в трансформаторах и авто трансформаторах.



4. ВЫБОР ТИПА, МОЩНОСТИ И МЕСТО УСТАНОВКИ КОМПЕНСИРУЮЩИХ УСТРОЙСТВ

Полученное значение суммарной потребляемой реактивной мощности сравнивается с указанным на проект значением реактивной мощности:

cosц = 0,93 - коэффициент мощности на РЭС.

При проектируемой сети должны быть установлены компенсирующие устройства (КУ), суммарная мощность которых определяется из выражения:

85,74 МВАр > 40,69 МВАр;

.

На каждой подстанции должны быть установлены конденсаторные батареи мощностью:



Компенсация реактивной мощности оказывает существенное влияние на экономические показатели функционирования электрической сети, так как позволяет снизить потери активной мощности и электроэнергии в элементах сети. При выполнении норм экономически целесообразной компенсации реактивной мощности у потребителей на шипах НН подстанций должен быть доведен до значения .

Следуя указаниям, для сети 6-20 кВ, присоединенной к шинам подстанций с высшим напряжением 35, 110-150 и 220-330 кВ, базовый экономический коэффициент реактивной мощности принимается равным соответственно напряжениям 0,25; 0,3; 0,4.

Например, для напряжения 110 кВ:

Требуемая мощность конденсаторных батарей исходя из экономически целесообразного подхода:



Используя каталоги конденсаторных батарей [2] для компенсирующих устройств, подбираем их суммарную мощность. Результаты выбора, в том числе тип и количество сводим в таблицу 3.

Таблица 3 - Выбор конденсаторных батарей для компенсирующих устройств

№ узла	Число КУ	Тип КУ	Qб,i , МВAр	Qбi - Q ki, МВAр
1	2	УКЛ(П)56 - 10,5 - 2250 УЗ	2Ч2,25+1Ч0,45=4,95	0,01
	1	УКЛ(П)56 - 10,5 - 450 УЗ
2	2	УКЛ(П)56 - 10,5 - 3150 УЗ	2Ч3,15+0,45=6,75	- 0,02
	1	УКЛ(П)56 - 10,5 - 450 УЗ
3	3	УКЛ(П)56 - 10,5 - 2700 УЗ	3Ч2,7+0,45=8,55	0,04
	1	УКЛ(П)56 - 10,5 - 450 УЗ
4	2	УКЛ(П)56 - 10,5 -3150 УЗ	2Ч3,15+3Ч0,45=7,65	- 0,24
	3	УКЛ(П)56 - 10,5 - 450 УЗ
5	4	УКЛ(П)56 - 10,5 - 2700 УЗ	4Ч2,7=10,8	0,16

Находим реактивную мощность, потребляемую в узлах из системы с учетом компенсирующих устройств:

Находим полную мощность с учетом компенсирующих устройств:



Таблица 4- Полная мощность с учетом компенсирующих устройств

№ потребителя	Активная мощность i-го пот-ребителя Pi, МВт	Коэффициент мощности i-го пот-ребителя cosцi	Модуль полной мощности i-го потребителя Si, МВ•А	Реактивная мощность i-го пот-ребителя Qi, Мвар	Комплекс полной мощности i-го потребителя МВ•А
1	13	0,87	14,33	6,02	13+j6,02
2	18	0,88	19,79	8,24	18+j8,24
3	23	0,89	25,14	10,15	23+j10,15
4	21	0,88	23,13	9,7	21+j9,7
5	28	0,87	30,8	12,83	28+j12,83



5. ВЫБОР СЕЧЕНИЯ ПРОВОДОВ ВЛ 110 кВ

Сечения проводников электрической сети выбираются в зависимости от потока мощности, передаваемой по отдельным участкам линий электропередач. Сечения воздушных ЛЭП должны, как правило, укладываться в диапазон:

50 - 150 мм2 - при напряжении 35 кВ;

70 - 240 мм2 - при 110 кВ;

240 - 400 мм2 - при 220 кВ.

Следует помнить, что по условиям короны существуют ограничения по минимальному сечению для воздушных ЛЭП напряжением выше 35 кВ.

- для одноцепной линии

- для двухцепной линии

где:

бi - коэффициент нагрузки, учитывающий изменение нагрузки по годам эксплуатации, принято бi = 1,05;

бt - коэффициент, учитывающий число часов использования максимальной нагрузки линии и попадания её в максимум энергосистемы, принято бt = 1.

Uном = 110 кВ.

Расчет сечения проводов для варианта I

Выбор мощности Si для I варианта (рис. 3, 4):



Линия Л А-4:

Определим мощности на остальных участках сети

МВА,

МВА,

МВА,

МВА,

МВА,

Соответствующие токи рассчитаем по формуле 12:



Полученные данные сводим в таблицу. Сечение проводов ВЛ 110 кВ выбираются в зависимости от напряжения, расчетной токовой нагрузки, района по гололеду [3, с. 12].

При расчете ВЛ и их элементов должны учитываться климатические условия - ветровое давление, толщина стенки гололеда, температура воздуха, степень агрессивного воздействия окружающей среды, интенсивность грозовой деятельности, пляска проводов и тросов, вибрация.

Определение расчетных условий по ветру и гололеду согласно ПУЭ должно производиться на основании соответствующих карт климатического районирования территории РФ с уточнением при необходимости их параметров в сторону увеличения или уменьшения по региональным картам и материалам многолетних наблюдений гидрометеорологических станций и метеопостов за скоростью ветра, массой, размерами и видом гололедно-изморозевых отложений. В малоизученных районах для этой цели могут организовываться специальные обследования и наблюдения (п.2.5.38 ПУЭ: Глава 2.5. Воздушные линии электропередачи напряжением выше 1 кВ) [4].

Минимальный диаметр проводов ВЛ по условиям короны и радиопомех при напряжении 110 кВ должен быть не менее 11,4 мм (АС 70/11), при напряжении 220 кВ 21,6 мм (АС 240/32) или 24,0 мм (АС 300/39).

Таблица 5 - Сечения проводников электрической сети варианта I

Линия	А-2	2-3	3-1	1-5	5-4	А-4
Si, МВА	62,34	42,55	17,41	3,08	27,72	50,85
Ip,i , А	346,96	234,77	96,06	16,99	152,95	280,57
Провод	АС - 150	АС - 150	АС - 120	АС - 120	АС - 120	АС - 150

Выбранное сечение провода должно быть проверено по допустимой токовой длительной нагрузке по нагреву [3, с. 16]:

IP.H ? IДОП.

Рассмотрим аварийный режим: обрыв одной линии, для наглядности рассмотрим более сложный аварийный режим к примеру обрыв линии А-4, расчеты будем проводить аналогично, результаты сведем в таблицу 6:

Таблица 4 - Сечение провода по допустимой токовой длительной нагрузке по варианту I

Линия	А-2	2-3	3-1	1-5	5-4
Sав, МВА	113,19	93,4	68,26	53,93	23,13
Провод	АС - 185	АС - 185	АС - 150	АС - 150	АС - 120
IP.H ,А	624,53	548,86	414,59	312,41	119,23
Iдоп, А	640	640	465	465	375

Расчет сечения проводов для варианта II

Выбор мощности Si для варианта II (рис.5):

МВт,

Для остальных линий мощность будет равной мощности соответственной ПС таблица 4.

Соответствующие токи рассчитаем по формуле 12:



Полученные данные сводим в таблицу 7:

Таблица 7 - Сечения проводников электрической сети варианта II

Линия	А - 2	А - 3	А - 1	А - 4	4 - 5
Si, МВА	19,79	25,14	14,33	53,93	30,8
Ip,i , А	109,19	138,71	79,07	297,56	169,94
Провод	АС - 120	АС - 120	АС - 120	АС - 120	АС - 120

Сечение проводов ВЛ 110 кВ выбираются в зависимости от напряжения, расчетной токовой нагрузки, района по гололеду. Выбранные проводники представлены в таблице:

Выбранное сечение провода должно быть проверенно по допустимой токовой нагрузке по нагреву: IP.H ? IДОП. Аварийный режим здесь будет самый тяжелый это отключение линии А-4, где обезточуются две ПС 4, 5. В этом режиме предусматривается резервирования потребителей по стороне низкого напряжения, так же как и при отключении остальных линий 110 кВ.

Таблица 8 - Сечение провода по допустимой токовой длительной нагрузке по варианту II

Линия	А - 2	А - 3	А - 1	А - 4	4 - 5
Sав, МВА	19,79	25,14	14,33	53,93	30,8
Провод	АС - 120	АС - 120	АС - 120	АС - 120	АС - 120
IP.H ,А	109,19	138,71	79,07	297,56	169,94
Iдоп, А	375	375	375	375	375



6. ВЫБОР ТРАНСФОРМАТОРОВ

Количество трансформаторов выбирается с учетом категорий потребителей по степени надежности. Так как по условию курсового проекта, на всех подстанциях имеются потребители 1 категории и , то число устанавливаемых трансформаторов должно быть не менее двух. В соответствии с существующей практикой проектирования и согласно ПУЭ мощность трансформаторов на понижающих подстанциях рекомендуется выбирать из условия допустимой перегрузки в послеаварийных режимах до 30% в течение 2 часов. Выбираем соответствующие типы трансформатора по табл. 1.4.2 - 1.4.5 [3].

Мощность каждого трансформатора двухтрансформаторных подстанций рассчитывается на питание всех нагрузок первой и основных нагрузок второй категорий, питаемых от данной подстанции для возможности взаимного резервирования. Под основными нагрузками второй категории понимаются такие нагрузки, бесперебойная работа которых необходима для функционирования основных производств, предприятия.

При выборе трансформаторов учитываются допустимая их перегрузка при аварии согласно ПУЭ и предшествовавшая недогрузка трансформатора до аварии, определенная по расчету или замеру для работающих трансформаторов.

При двухтрансформаторных подстанциях также предусматривается складской резерв для замены трансформатора, выбившего на длительный срок. Неответственные нагрузки третьей категории при аварии отключаются впредь до установки резервного трансформатора.

В некоторых случаях двухтрансформаторные подстанции целесообразно применять независимо от требуемой степени бесперебойности питания присоединенных к ней потребителей. Это может иметь место, например, в следующих случаях:

- если суточный или годовой график нагрузки неравномерны и, следовательно, выгодно изменять подсоединенную мощность трансформаторов при длительных изменениях нагрузок в течение суток или года, в частности, при наличии сезонных нагрузок или при одно- и двухсменной работе со значительной разницей загрузки смен;

- в тех сравнительно редких случаях, когда мощность трансформаторов лимитируется условиями их транспорта, высотой помещения и другими соображениями, требующими облегчения веса или уменьшения габаритов установленных единиц;

- при расширении подстанции, если почему-либо окажется нецелесообразной замена существующего трансформатора на более мощный.

С цель обеспечения встречного регулирования напряжения на всех подстанциях устанавливаются трансформаторы с РПН. Учитывая категорию электроснабжения (1, 2) потребителей целесообразно устанавливать по 2 трансформатора на каждой подстанции. В этом случае их мощность должна рассчитываться ([1], 3.10):

Результаты расчетов сведем в таблицу:

Таблица 9 - Выбор трансформаторов

№ ПС	Si , МВА	Кол - во	Тип трансформатора
1	14,33	2	ТДТН - 16000/110
2	19,79	2	ТДТН - 16000/110
3	25,14	2	ТРДН - 20000/110
4	23,13	2	ТРДН - 20000/110
5	30,8	2	ТРДН - 25000/110

Таблица 10 - Технические данные трансформаторов

Тип	Sном, МВА	Uном, кВ	Uк, %	ДPк, кВт	ДPх, кВт	Iх, %	Rт, Ом	Хт, Ом	ДQх, кВар
		ВН	НН
ТРДН - 25000/110	25	115	10,5	10,5	172	36	0,65	1,4	34,7	260
ТРДН - 20000/110	20	115	10,5	9,2	168	30	0,62	1,2	32,5	248
ТРДН - 16000/110	16	115	10,5	8,3	151	24	0,59	1,1	31,2	232

На каждой ПС выбираем по 2 трансформатора, это связано с тем, что Рнагр больше 10 МВт.



7. ВЫБОР СХЕМ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ ПОДСТАНЦИЙ

Основные требования к главным схемам электрических соединений:

- схема должна обеспечивать надежное питание присоединенных потребителей в нормальном, ремонтном и послеаварийном режимах в соответствии с категориями нагрузки с учетом наличия или отсутствия независимых резервных источников питания;

- схема должна обеспечивать надежность транзита мощности через подстанцию в нормальном, ремонтном и послеаварийном режимах в соответствии с его значением для рассматриваемого участка сети;

- схема должна быть по возможности простой, наглядной, экономичной и обеспечивать средствами автоматики восстановление питания потребителей в послеаварийной ситуации без вмешательства персонала;

- схема должна допускать поэтапное развитие РУ с переходом от одного этапа к другом;

- без значительных работ по реконструкции и перерывов в питании потребителей;

- число одновременно срабатывающих выключателей в пределах одного РУ должно быть не более двух при повреждении линии и не более четырех при повреждении трансформатора.

Одним из важнейших принципов построения сети, обеспечивающих требования надежности и минимума приведенных затрат, является унификация конструктивных решений по подстанциям.

Наибольший эффект может быть достигнут при унификации наиболее массовых подстанций, являющихся элементами распределительной сети энергосистем.

Необходимым условием для этого является типизация главных схем электрических соединений, определяющих технические решения при проектировании и сооружения подстанций.



7.1 Применение схем распределительных устройств (РУ) на стороне ВН

Для I варианта.

Для подстанций ПС 1 - ПС 5 выбираем схемы «мостик с выключателями в цепях линий и ремонтной перемычкой со стороны линий».

Рис. 6 - Схема распределительных устройств подстанций ПС 1 - ПС 5

Для центра питания А (РЭС) выбирают схему «одна рабочая секционированная выключателем система шин».

Рис. 7 - Схема распределительных устройств для центра питания А



Для II варианта.

Для ПС 1 - ПС 5 выбирают схемы «два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий».

Рис. 8 - Схема распределительных устройств подстанций ПС 1 - ПС 5

Для центра питания А выбирают схему «одна рабочая секционированная выключателем система шин» рис. 7.

7.2 Применение схем РУ 10 (6) кВ

Для I варианта и II варианта.

Применяют схемы - «две одиночные секционированные выключателями системы шин», так как на всех этих подстанциях установлены два трансформатора с расщепленной обмоткой НН.

Рис. 9 - Схема распределительных устройств подстанций ПС 1 - ПС 5 по стороне НН

8. РАСЧЕТ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАЙОННОЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ

Определим суммарные капиталовложения (К) на сооружение ЛЭП (КЛЭП) и подстанций (КПС):

К=КЛЭП+КПС

КПС=КОРУ+КТР+КПОСТ. ЗАТР

где:

КОРУ - капиталовложения на сооружение ОРУ;

КТР - капиталовложения на сооружение трансформаторов;

КПОСТ.ЗАТР. - постоянная часть затрат по подстанциям 35-1150 кВ.

Стоимость сооружения воздушных линий 110 кВ.

Для I варианта: сеть мощность переток напряжение

Для II варианта:

где:

15,6 и 23,7 - стоимость сооружения 1 км ЛЭП проводом АС 150\21 на стальных опорах одноцепной и двухцепной линиях I района по гололёду в ценах 1 января 1984 года [3, табл. 2.3.3, с. 44];

30- коэффициент пересчета к ценам 1984 года в 2000 году.

С 1 января 2014 года коэффициент пересчета к ценам 1984 года принять 173,41 [Письмо Координационного центра по ценообразованию и сметному нормированию в строительстве от 14 января 2013 г. № КЦ/П2014-01ти «Об индексах изменения сметной стоимости строительства по Федеральным округам и регионам Российской Федерации на январь 2014 года» //ГАРАНТ.РУ:

Стоимость двух блочных и двух мостиковых схем ОРУ дана в [3, табл. 2.2.1], а стоимость ячейки ОРУ 35-1150 кВ с выключателями приведена [3, табл. 2.2.2] в ценах 1 января 1984 года.

Для I варианта:

Для II варианта:

где:

36,0 тыс. руб. - стоимость Блока линия-трансформатор с выключателем для подстанций ПС 1 и ПС 5;

120 тыс. руб. - стоимость Мостика с выключателями в перемычке и в цепях трансформаторов для ПС 2 и ПС 4;

42 тыс. руб. - стоимость Ячейки ОРУ 35-1150 кВ с выключателями (для схем с количеством выключателей более трех в центра питания А и ПС 3);

8 - число выключателей выбирают в схеме «одна рабочая секционированная выключателем система шин» (А и ПС 3).

Стоимость трансформаторов с расщепленной обмоткой НН и РПН приведена в [3, табл. 2.2.5, c. 37].

Таблица 9 - Стоимость трансформаторов, тыс. руб.

Номер подстанции	5	1,2	3,4
Тип трансформаторов	ТРДН-25000/110	ТРДН-20000/110	ТДТН-16000/110
Стоимость трансформаторов	109	102	97

Постоянная часть затрат по подстанциям 35 - 1150 кВ:

130 тыс. руб. - для подстанции 110/10 кВ без выключателей;

210 тыс. руб. - для подстанции 110/10 кВ с использованием мостика;

290 тыс. руб. - для подстанции 110/10 кВ с использованием сборных шин.

Для I варианта:

Для II варианта:

Тогда капитальные вложения составят:

Для I варианта:

К = 119943+100038 = 219981 тыс. руб.

Для II варианта:

К = 116928+109860 = 226788 тыс. руб.

Определим объем реализованной продукции:



где:

b - тариф на передачу электрической мощности электроэнергии (248 руб./МВт?ч);

- число часов использования максимальной нагрузки (= 4200 ч/год);

N - число подстанций.

Для I варианта и II варианта:

Определяем суммарные издержки:

Где:

- издержки на амортизацию.

Для I варианта:

Для II варианта:



Коэффициенты 2,8 и 9,4выбираются [2, табл. 2.1.3, с. 33].

Где:

- общие потери электроэнергии.

Для I варианта:

где:

IнбА-4 - наибольший ток, принимают равным IрА-4, который был определен при выборе сечений проводов;

rА-4 - активное сопротивление линии А-4;

ф - время наибольших потерь.

ДWЛЭП А-4 =3?0,0592?(24,9?10-2?30/2)?4765,44=177,989 кВт·ч;

ДWЛЭП 4- 2 =3?0,02462?(24,9?10-2?33/2)?4765,44=39,158 кВт·ч;

ДWЛЭП А-3 =3?0,11232?(24,9?10-2?30/2)?4765,44=676,359 кВт·ч;

ДWЛЭП 3-5 =3?0,12562?(24,9?10-2?40)?4765,44=2788,497 кВт·ч;

ДWЛЭП 5-1 =3?0,052?(24,9?10-2?28)?4765,44=332,246 кВт·ч;

ДWЛЭП 3-1 =3?0,2342?(24,9?10-2?40)?4765,44=5838,045 кВт·ч.

Для II варианта:

ДWЛЭП А-4 =3?0,08932?(24,9?10-2?28/2)?4765,44=398,696 кВт·ч;

ДWЛЭП 4- 2 =3?0,05212?(24,9?10-2?33)?4765,44=313,261 кВт·ч;

ДWЛЭП 2-5 =3?0,041662?(24,9?10-2?24)?4765,44=142,391 кВт·ч;

ДWЛЭП 4-5 =3?0,11522?(24,9?10-2?31)?4765,44=1471,317 кВт·ч;

ДWЛЭП А-1 =3?0,14332?(24,9?10-2?55)?4765,44=4046,287 кВт·ч;

ДWЛЭП 1-3 =3?0,083222?(24,9?10-2?30)?4765,44=747,555 кВт·ч;

ДWЛЭП А-3 =3?0,207772?(24,9?10-2?30)?4765,44=4627,719 кВт·ч.

Определим налог на прибыль:

Н=0,2 Ч П

где:

0,2 - ставка налога на прибыль 20 %;

П - прибыль от продаж электроэнергии (в данном случае за передачу).



Для I варианта:

Для II варианта:

Величина чистой прибыли:

Для I варианта:

Для II варианта:

Определим срок окупаемости:

Для I варианта:



.

Для II варианта:

.

Если срок окупаемости выходит за пределы 10 лет, то исходные данные проектируемого варианта сети необходимо изменить.

Приведенные затраты определим по формуле:

Для I варианта:

Для II варианта:

Определив и проанализировав технико-экономические характеристики двух вариантов районных электрических сетей, выбираем наиболее экономичный и выгодный I вариант. Дальнейшие расчеты ведутся только для выбранного варианта РЭС.



9. РАСЧЕТ РЕЖИМОВ СЕТИ

9.1 Максимальный режим

9.1.1 Определение расчетной нагрузки ПС и расчет потерь в трансформаторах

Расчетная нагрузка ПС определяется по формуле:

где:

- нагрузка i-ой ПС;

- потери полной мощности в трансформаторе;

- реактивные мощности, генерируемые в начале линии ab и конце линии da.

Емкостные мощности линий определяются по номинальным напряжениям:

где:

- емкостные проводимости линий.

Для одноцепных линий емкостная проводимость определяется следующим образом:



где

- удельная емкостная проводимость линии;

- длина линии.

Определим потери мощности в трансформаторе согласно:

где:

k - количество одинаковых трансформаторов ПС;

- полная мощность i-ой ПС;

, , , - паспортные данные трансформаторов.

Потери полной мощности в трансформаторе:

Расчеты режимов электрических сетей выполняются для определения:

- загрузки элементов сети, соответствия пропускной способности сети ожидаемым потокам мощности;

- сечений проводов и кабелей и мощностей трансформаторов;

- уровня напряжений в узлах и элементах сети и мероприятий, обеспечивающих поддержание напряжения в допустимых пределах потерь мощности и электроэнергии для оценки экономичности работы сети и эффективности способов снижения потерь;

- уровня токов КЗ, соответствия существующей или намечаемой к установке аппаратуры ожидаемым токам КЗ, мероприятий по ограничению токов КЗ;

- пропускной способности сети по условиям устойчивости.

Исходными данными для расчета режимов служат:

1. Схема электрических соединений сети, характеризующая взаимную связь ее элементов.

2. Сопротивления и проводимости элементов.

3. Расчетные мощности нагрузок.

4. Значения напряжений в отдельных точках сети.

И иногда:

5. Заданные диспетчерским графиком мощности, поступающие от источников питания.

Метод контурных уравнений применяют для расчета сложнозамкнутых сетей. Метод основан на использовании первого и второго законов Кирхгофа. Комплексное уравнение по второму закону Кирхгофа для сети, не содержащей ЭДС в контуре, имеет вид:

Уравнение (26) справедливо при допущении, что напряжение во всех точках сети одинаковое, т.е. Uном, следовательно, потокораспределение, найденное с применением выражения (26), будет без учета потерь мощности. На первом этапе расчета находится такое потокораспределение, а на втором этапе потокораспределение уточняется с учетом потерь мощности по найденным напряжениям.



Рисунок 10 - К расчету потокораспределения в замкнутой сети:

а - исходная схема сети; б - расчетная схема

Требуется найти потокораспределение в ветвях и напряжение во всех узлах схемы рис. 3, а. В каждом контуре зададимся неизвестной мощностью SX и SY, произвольным направлением потоков в ветвях схемы и произвольным направлением обхода контуров, рис.3,б.

Составим контурные уравнения (26), выражая мощности на всех участках сети через неизвестные мощности SX и SY и известные мощности нагрузок S1 , S2 , S3 , S4 по первому закону Кирхгофа так же.

Уравнения объединим в систему (количество уравнений равно количеству контуров и неизвестных мощностей) и, решив систему уравнений, найдем неизвестные мощности SX и SY:

Далее по первому закону Кирхгофа находим мощности на всех участках сети.

На втором этапе расчета находим точки потокораздела, в них сеть размыкаем и производим расчет потокораспределения как для разомкнутых сетей методом. На этом этапе находятся потоки мощности в конце и начале каждого участка. Потери мощности находят сначала приближенно по Uном, находят напряжения U1, U2, U3, U4. Далее потокораспределение уточняется за счет того, что потери мощности находят по напряжениям U1, U2, U3, U4.

При расчете режимов сети методом контурных уравнение проще оперировать действительными числами, для этого запишем уравнение (24) в виде:

Выполнив действия над числами в скобках, разделяя и группируя действительные и мнимые части, получаем:

Т.е. уравнение (24) в комплексных числах преобразовано в два уравнения с действительными числами. Число пар таких уравнений равняется числу контуров в схеме.

В настоящее время метод контурных уравнений применяют для расчета режимов простых замкнутых сетей, если расчет выполняется вручную.

Расчет режимов однородных сетей методом контурных уравнений выполняют по выражению:

Из уравнения (30) можно сделать вывод, что в однородных электрических сетях потокораспределение активной и реактивной мощности можно рассчитать раздельно и расчет выполнять по длинам участков, а не по сопротивлениям ветвей схемы, т.е. пользоваться уравнениями вида:



Задача расчета режима максимальных нагрузок состоит в определении узловых напряжений, потоков мощности в ветвях схемы, суммарных потерь мощности и энергии. Величины потерь мощности и энергии используются для расчета ТЭП сети. Расчет послеаварийного режима и режима минимальных нагрузок сводится к определению узловых напряжений. Исходными данными являются схема замещения сети, расчетные нагрузки подстанций и напряжение на шинах ИП. На всех участках должно быть одинаковое напряжение и сечение, поэтому принимаем, что на всей протяженности линий соединяющих подстанции, используется провод марки АС-120/19 с параметрами:

r0 = 0,249 Ом/км.

х0 = 0,427 Ом/км,

q0 = 3,2 МВар/км,

Для марки АС-185/29 с параметрами:

r0 = 0,198 Ом/км.

х0 = 0,304Ом/км,

q0 = 2,8 МВар/км,

Составление схемы замещения сети.

Параметры схемы замещения определяются выражениями:

Активное сопротивление участка ЛЭП; ([2], 5.1):

r0 - удельное активное сопротивление,

l - длина участка,

n - число цепей.

Индуктивное сопротивление линии:



х0 - погонное индуктивное сопротивление.

Зарядная мощность ЛЭП:

b0 = 0,0266 мк См/км- удельная емкостная проводимость,

Uр - рабочее напряжение сети.

Данные о параметрах участков сети занесем в таблицу 12:

Таблица 12 - Данные расчетов параметров сети

Участок	А-2	2-3	3-1
l, км	72	94	136
Сечение провода, ммІ	185	185	120
R, Ом	9,711	18,426	10,707
Х, Ом	16,653	31,598	18,361
Qс, Мвар	0,13	0,24	0,14

где Rт, Xт - расчетные сопротивления каждого трансформатора.

m - число трансформаторов (по два на каждой подстанции).

Параметры трансформаторов для всех подстанций сведем в таблицу 13:

Таблица 13 - Расчеты параметры трансформаторов на ПС

№ п/ст	5	1,2	3,4
Тип тр-ра.	2xТРДН 25000/110	2х ТДТН-16000/110	2х ТРДН 20000/110
Rт, Ом	4.26	16.5	14.7
Хт, Ом	82.3	240.8	220.4
?Pх, МВт	0.038	0.019	0.023
?Qх, Мвар	0.224	0.10	0.1008
?Sхх, МВ А	0,076+j0,448	0,038+j0,019	0,046+j0,202
R, Ом	2.19	8.29	7.35
Х, Ом	43.35	120.4	110.2

Расчетная нагрузка каждой подстанции определяется выражением:

где Pн + jQн - нагрузка подстанции,

?P + j?Q - потери мощности в трансформаторах,

У jQc/2 - суммарная зарядная мощность линии, входящая в узел.

Для примера рассчитаем нагрузку на подстанции 1:

Данные об остальных подстанциях сведем в таблицу 14:

Таблица 14 - Данные расчетов на ПС

№ п/ст	1	2	3	4	5
Sн ,МВ А	14,62+j6,78	20,13+j8,91	25,45+j10,78	23,59+j10,28	31,26+j13,34
?S, МВ А	0,197+j3,902	0,377+j5,473	0,039+j0,583	0,197+j3,902	0,377+j5,473
Sj' ,МВ А	33,197+j5,402	5,377+j7,373	8,039+j3,723	33,197+j5,402	5,377+j7,373
Sр, МВ А	33,394+j3,067	5,754+j5,958	8,078+j3,023	33,394+j3,067	5,754+j5,958

Значение мощности вычисляется по формуле:

где S н и SК - мощность соответственно в начале и конце участка.

Потери в линии:

Продольную и поперечную составляющую падения напряжения в трансформаторах определим по формулам:

где U2 - напряжение в начале участка,

Напряжение в конце участка:

Расчёт мощностей сведем в таблицу 15, 16:

Таблица 15 - Расчет мощностей на участках сети для сети 1

Участок	А-2	2-3	3-1	1-5	5-4	А-4
Sнк, МВА	62,34	42,55	17,41	3,08	27,72	50,85
Rл+jXл	9,71+ j16,65	18,42+j31,59	10,77+j18,36	19,11+ j26,53	8,26+j21,9	9,07+j12,6
?S, МВА	0,09	0,11	0,085	0,12	0,11	0.1
Sн, МВА	62,43	42,66	17,5	3,2	27,83	50,95

Таблица 16 - Расчет мощностей на участках сети для сети 2

Линия	А - 2	А - 3	А - 1	А - 4	4 - 5
S, МВА	19,79	25,14	14,33	53,93	30,8
Rл+jXл	6,14+ j11,45	7,41+j13,92	10,98+j18,34	5,19+ j7,67	6,03+j9,29
?S, МВА	0,09	0,11	0,085	0,1	0,11
Sн, МВА	19,88	25,25	14,42	54,03	30,91

9.1.2 Определение значения напряжения в узловых точках (в точках на стороне ВН) в максимальном режиме

Для ПС № 2:

Для ПС № 4:

Для ПС № 3:

Для ПС № 5:

Для ПС № 1:



9.1.3 Регулирование напряжения в электрической сети в максимальном режиме

Напряжение на шинах низкого напряжения приведенное к стороне высшего напряжения для трансформаторов с не расщепленными обмотками типа ТДН, ТД, ТДЦ, ТМН определяется по формуле:

где:

- активная и реактивная мощности нагрузки в рассматриваемом режиме;

- активное и реактивное сопротивление трансформаторов.

На подстанциях 2,5,4,1 и 3 установлены трансформаторы с расщепленными обмотками, поэтому определяется по формуле:

Где



где:

Используя выше приведенные формулы, определим соответствующие показатели для всех подстанций.

Для ПС № 4 (2ЧТРДН-20000/110):

Для ПС № 3 (2ЧТРДН-20000/110):



Для ПС № 2 (2ЧТРДН-20000/110):

Для ПС № 1 (2ЧТРДН-16000/110):

Для ПС № 5 (2ЧТРДН-25000/110):

Ответвление регулируемой части обмотки, обеспечивающее желаемое напряжение на шинах низшего напряжения , определим по выражению:



где:

?UОТВ - ступень регулирования напряжения.

Для ПС № 2:

,

округляем nотв,2 = - 2,1

Действительное напряжение на шинах низшего напряжения подстанций определим по формуле:

=

Рассчитаем отклонение напряжения на этих шинах от номинального напряжения ():

Для ПС № 5:

Округляем nотв,5 = ? 3



Для ПС № 4:

nотв,6 = - 2,1

Для ПС № 1:

Округляем nотв,7 = - 4

Для ПС № 3:



Результаты расчета запишем в таблицу

Таблица 17 - данные напряжений

№ ПС
2	116	- 2,07	- 2	11	10
3	114	- 3,02	- 3	11	10
1	116	- 2,07	- 2	11	10
4	113	- 3,4	- 4	11,1	11
5	114	-3,02	- 3	11	10

9.2 Послеаварийный режим

Определим расчетную мощность подстанции № 5:

Мощность в начале линии 1 - 5:

Потери мощности в линии 1 - 5 при обрыве линии 3 - 5:

Для линии 3 - 1:

Для линии А - 2:

Для линии А - 4:

Для линии 4- 5:



9.2.1 Определение значения напряжения в узловых точках в послеаварийном режиме

Напряжение в точках определяется, с учетом соответствующих линий:

9.2.2 Регулирование напряжения в электрической сети в послеаварийном режиме



Для ПС № 2:

Для ПС № 5:

Для ПС № 4:



Для ПС № 1:

Для ПС №3:

Результаты расчета запишем в таблицу.

Таблица 18 - Данные напряжений

№ ПС
2	114,3	- 2,86	- 3	11	10
3	113,2	- 3,34	- 3	11	10
1	115	- 2,6	- 3	11,1	11
5	111,3	- 4,3	- 4	11	10
4	113,3	- 3,3	- 3	11	10



10. Выбор оборудования

10.1 Составление схемы замещения

При определении сопротивлений элементов эквивалентной схемы замещения за базисное условия приняты: Sб = 1000 МВ?А, за коэффициенты трансформации трансформаторов принимаем отношение этих же напряжений. Составляем схему замещения для ПС №2:

Базисное напряжение на I ступени: Uб1 = 10,5кВ.

Базисное напряжение на II ступени:

Базисные токи:

Система:



Сопротивление линии Л:

Сопротивление трансформатора Т:

Ток трехфазного КЗ на стороне ВН:

Ток трехфазного КЗ на стороне НН:

10.2 Выбор электрических аппаратов, токоведущих частей и измерительных приборов

Сторона 110кВ: Iпо = 3,33кА.

Та = Хрез / (щRрез) = 1,3/(314*0,76) = 0,005

Определим ударный ток КЗ:

Где:

Ку = 1+е - 0,01/Та = 1+е - 0,01/0,005 = 1,16

Выбираем выключатель - элегазовый типа ВГУ - 110.

Uном = 110кВ;

Iном = 2кА;

в = 47%;

tсб = 0,025с;

tотк = 0,055с

t = tрэ + tсб = 0,01 + 0,025 = 0,035с



Проверка на электродинамическую стойкость:

Выбираем разъединитель:

Uном = 110кВ, а Iном = 1кА;

Iтерм.уст = 31,5кА;

t = 3с.

Ток термической стойкости для разъединителя:

Встроенный трансформатор тока:

Таблица 20

Расчетные данные	Каталожные данные
Uуст = 110кВ	Uном = 110кВ
Imax = 314,9А	Iном = 600А; Iтерм = 20кА
Вк = 0,67кА2?с	I2ном?tт = 202?3 = 1200кА2?с

Трансформатор тока:

Таблица 21

Расчетные данные	Каталожные данные
Uуст = 110кВ	Uном = 110кВ
Imax = 314,9А	Iном = 600А
Iуд = 1,16кА	Iтер = 43,3кА
Вк = 0,67кА2?с	I2тер?tт = 43,32?3 = 5624,67кА2?с



Ограничитель перенапряжения - ОПН 110У УХЛ1.

Заградители:

ВЗ -400 - 0,5 У1;

Uном = 110 кВ;

Iном = 400 А.

Изоляторы наружной установки 110кВ подвесного типа ЛК 70/110 - AIV.

Сборные шины:

Провод:

- Iдоп = 375 А;

- радиус провода r0 = 7,6мм = 0,76 см.

Расстояние между фазами D = 300 см.

Начальная критическая напряженность:

Где:

m - коэффициент, учитывающий шероховатость поверхности провода (для многопроволочных проводов m =0,82);

r0 - радиус провода.

Напряженность около поверхности провода:

Сторона 10кВ:

Та = Хрез / (щRрез) = 6,96/(314*1,35) = 0,016

Определим ударный ток КЗ:



Где:

Ку = 1+е - 0,01/Та = 1+е - 0,01/0,016 = 1,54

Выбираем выключатель - элегазовый типа VF12.20.31:

Uном = 10кВ;

Iном = 2кА;

Iотк.ном = 31,5кА;

в = 40%;

tсб = 0,06с;

tотк = 0,08с.

t = tрэ + tсб = 0,01 + 0,06 = 0,07 с

Проверка на электродинамическую стойкость:



Трансформатор тока - ТЛ - 10УЗ в табл.

Таблица 23:

Расчетные данные	Каталожные данные
Uуст = 110кВ	Uном = 110кВ
Imax = 1900,74А	Iном = 2000А
Iуд = 16,77кА	Iдин = 81кА; Iтерм = 31,5кА
Вк = 5,69кА2?с	I2терм?tт = 31,52?4 = 3969кА2?с

Трансформатор напряжения - НТМИ - 10 - 66:

Uном = 10 кВ;

S2Н = 120 ВА.

Изоляторы наружной установки 10кВ опорного типа ИОСК.

Выбор алюминиевых шин в цепи трансформатора ТРДН-40000/110 на стороне 10 кВ.

Расчетный ток нормального режима трансформатора:

Для алюминиевых шин:

.

Выбираем алюминиевые шины коробчатого сечения:

S = 2 Ч 1010 = 2020 мм2;

а = 100 мм;

с = 6 мм;

Расчетный ток продолжительного режима трансформатора:

Условие плотности тока шины:

Где: трансформатор электрический подстанция

Кав.п - коэффициент аварийной перегрузки, принимаемый = 1;

К - поправочный коэффициент на температуру окружающей среды 1.

Iпрод.доп - продолжительно допустимый ток при нормированном значении температуры окружающей среды.



ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В курсовой работе рассчитали технико-экономические показатели, которые включают в себя основные технические, энергетические и экономические показатели работы сети, в том числе потери электроэнергии (в трансформаторах и линиях), коэффициент полезного действия сети. Как видно из расчетов они зависят от уровня напряжения сети, протяженности и количества цепей линий электропередачи, передаваемой электрической мощности, конфигурации сети, от величины нагрузок, от вида оборудования, от организации управления и обслуживания сети и других факторов. Так же из расчетов видно, что при строительстве электрической сети основную часть капиталовложений составляют капитальные вложения в линии электропередачи, и в подстанции.

При расчете курсового проекта произведена разработка технически и экономически целесообразного варианта электрической сети 110 (кВ) для снабжения подстанций энергосистемы. Схема, выбранная в результате технической целисобразности и технико-экономического сравнения вариантов, не требует трехобмоточных трансформаторов, так же выбрано напряжение на всех подстанциях энергосистемы 110 (кВ).

В курсовом проекте были рассчитаны схемы электроснабжения, из которых мы выбираем одну. Главным критерием выбора схемы электроснабжения являются: экономичность и надежность электроснабжения потребителей.



СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

1. Практические задачи электрических сетей: учебное пособие /С. С. Ананичева, М. А. Калинкина. - Екатеринбург: УрФУ, 2012. - 112 с.

2. Конденсаторные установки высокого напряжения нерегулируемые, стандартной комплектации, для эксплуатации внутри помещения (У3) //ОАО «СКЗ КВАР»

3. Ананичева С.С., Мызин А.Л., Шелюг С.Н. Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования : Учебное электронное текстовое издание. - Екатеринбург: ГОУ ВПО УГТУ-УПИ, 2005. - 52 с.

4. Правила устройства электроустановок: Седьмое издание /Информационное агентство «Elec.ru»

5. Справочник по проектированию электрических сетей /под ред. Д. Л. Файбисовича. - 4-е изд., перераб. и доп. - М. :ЭНАС, 2012. - 376 с.

Размещено на Allbest.ru