StudyDocs.ru Logo

ПиРЭЭ - Курсовой проект - Записка.docx


ТОЛЬЯТТИНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТИнститут энергетики и электротехникиКафедра «Электроснабжение и электротехника»




Курсовой проектна тему: «Проектирование районной электрической сети»По дисциплине«Передача и распределение электроэнергии»






Руководитель: Кретов Д.А.Исполнитель: Назаров М.А.Группа: ЭЭТп-1401




Тольятти 2016

ВведениеЦелью курсового проекта является проектирование района электрических сетей. Район электрических сетей – это структурное подразделение предприятия электрических сетей (ПЭС), обычно создаются в пределах одного административно-территориального округа. Главной задачей района электрических сетей является качественное и бесперебойное электроснабжение сельскохозяйственных потребителей, небольших городов, промышленных предприятий. Район электрических сетей выполняет следующие задачи:Техническое обслуживание, ремонт и реконструкцию электрических сетей;Оперативно-диспетчерское управление сетями;Ликвидацию нарушений в работе электроустановок;Планирование работ по обслуживанию электрических сетей;Повышение надежности, модернизацию электроустановок;Совершенствование схем электроснабжения потребителей;Проведение разъяснительной работы по рациональному и экономному расходованию электрической энергии, охране электрических сетей и т. д.Энергоснабжающая организация (РЭС) выполняет следующие функции:Отпуск потребителям электроэнергии в пределах годовых, квартальных и месячных планов (лимитов) в утвержденном порядке;Техническая эксплуатация электроустановок, находящихся на балансе;Контроль за расходом электроэнергии;Строительство, капитальный ремонт и реконструкция сетей.При проектировании района электрических сетей необходимо выполнить следующие задачи:Разработать варианты размещения подстанций и линий электропередачи;Выполнить расчет мощности компенсирующих устройств и выбрать места установки КУ;Рассчитать номинальные напряжения и сечения ЛЭП;Рассчитать мощности и выбрать марки трансформаторов;Сравнить экономическую эффективность вариантов района электрических сетей;Рассчитать режимы проектируемого района электрических сетей.

1 Расчет мощности компенсирующих устройствЗная активную мощность и коэффициент мощности, рассчитаем реактивную мощность каждой подстанции. Для этого воспользуемся формулой и проведем расчет пункта «б» в качестве примера:Рассчитаем минимальную активную и реактивную мощность по приведенным ниже формулам и проведем расчет того же пункта что и в формуле (1):Для остальных пунктов проведем расчеты по аналогии. Расчеты представлены ниже в таблице 1.Таблица 1 – Расчёт нагрузок, коэффициента реактивной мощности

i, МВт, МВт, МВар, МВар
б2216,060,870,5712,479,10
в3122,630,750,8827,3419,96
г3021,900,900,4814,5310,61
д2014,600,910,469,116,65
е2618,980,950,338,556,24
Оптимальный тангенс угла, соответствующий установленным приемному пункту условиям получения от энергосистемы максимальной активной и реактивной мощности, примем равным 0,3. Проведем расчет пункта «б» по формулам:Необходимая мощность компенсирующих устройств приемного пункта с учетом резерва в послеаварийном режиме для пункта «б» (примем увеличение мощности на 10%):Мощность же нерегулируемой части (постоянно включенной компенсирующей установки определяется по формуле:По величине выберем тип конденсаторной батареи, их количество и определим расчётную стоимость. Расчеты приведены в таблице 2.Проведем расчет полной мощности пункта «б»:Проведем расчеты полных мощностей остальных приемных пунктов по аналогии. Все расчеты занесем в таблицу 3.Таблица 2Расчет мощности компенсирующих устройств и мощности нерегулируемой части, количества и стоимости конденсаторных батарей
i, МВар, МВар, МВар, МВар, МВарn, тыс. руб
б6,64,827,114,285,326240
в9,36,7918,0413,1710,6210205
г9,06,575,534,0410,615135
д6,04,383,112,273,424030
е7,85,690,750,543,412860
Таблица 3 Расчет полных мощностей каждого приемного пункта в комплексном и абсолютном виде
i, МВА||, МВА
б22+1,87i22,08
в31+6,14i31,60
г30+3,93i30,26
д20+2,31i20,13
е26+5,15i26,50
2 Совместный выбор схемы, номинального напряжения, номинальных параметров линии и трансформаторов проектируемой сети<Object: word/embeddings/oleObject1.bin> <Object: word/embeddings/oleObject2.bin>Рисунок 1 Схема 1 (слева), схема 2 (справа)<Object: word/embeddings/oleObject3.bin><Object: word/embeddings/oleObject4.bin>Рисунок 2 Схема 3 (слева), схема 4 (справа)<Object: word/embeddings/oleObject5.bin><Object: word/embeddings/oleObject6.bin>Рисунок 3 – Схема 5 (слева), схема 6 (справа)<Object: word/embeddings/oleObject7.bin>Рисунок 4 Схема 7Проведем совместный выбор схем соединений линий, которые приведены выше на рисунках 1-4. Для этого определим в каждом из вариантов число выключателей в начале линий, суммарные длины трасс и длины линий.Таблица 4 Данные о составе оборудования по вариантам
Показатель№ варианта
1234567
, шт.3534866
, км159,93139,24142,96148,57150,33158,23145,81
, км276,07255,38258,31241,36271,95287,76262,91
Из составленных вариантов схем, отберем 3 варианта по минимуму расхода оборудования: схема 2, схема 3, схема 5.Зная, что час, находим А/мм2.Для нахождения номинального напряжения и сечения проводов линии для схемы 3, определим наиболее и наименее загруженные линии. Наиболее загруженная линия от пункта «А» до отпайки пункта «е» (84 МВА), а наименее загруженная линия от отпайки до пункта «е» (13 МВА).Применим формулу для расчета сечения проводов линии и определения оптимального номинального напряжения:При расчете сечений следует отказаться от рассмотрения схем 2 и 3 (значения мощностей в наиболее и наименее нагруженных линиях этих схем взаимно-одинаковы), поскольку нельзя подобрать соответствующие провода и номинальные напряжения.Проведем расчет на примере схемы 5. Таблица 5 – Расчет схемы 5
, МВт, МВар, Ом/км, Ом/км, мм2 при , кВ, км, кВМарка
35110220
дб221,8680,2700,408364116589,570,58АС-120
вд213,7900,2700,4083521125642,802,81АС-120
ев36,56,8600,1300,37661319597114,847,65АС-240
Ае49,59,4330,1080,36683126413285,606,85АС-300
Аг303,9300,1700,3944991597919,131,16АС-185
Σ271,9419,04
Наиболее загруженная линия – от пункта «А» до пункта «е» (49,5+9,433i=50,39), наименее загруженная – от пункта «в» до пункта «д» (21+3,790i=21,34). Поскольку только при номинальном напряжении равном 110 кВ каждые сечения проводов соответствуют рекомендуемым, поэтому подставим его в (9), тогда: Для расчета потерь в j-й линии воспользуемся следующей формулой:Проведем расчет потерь в каждой линии схемы 5, взяв среднее геометрическое расстояние между проводами равным 4 м. Проведем расчет на примере одной из линий между пунктами «в» и «д»:Остальные расчеты представлены в таблице 5.Рассчитаем потери по формуле:Проведем расчеты схемы 6 и схемы 7 по аналогии.Таблица 6 Расчёт схемы 6
, МВт, МВар, Ом/км, Ом/км, мм2 при , кВ, км, кВМарка
35110220
дб221,8680,2700,408364116589,570,58АС-120
213,7900,2700,4083521125638,582,53АС-120
е136,56,8600,1300,37661319597115,737,71АС-240
15,53,0700,460,425261834119,141,47АС-95
Ае49,59,4330,1080,36683126413285,606,85АС-300
Аг303,9300,1700,3944991597919,141,16АС-185
Σ287,7620,29
Таблица 7 Расчёт схемы 7
, МВт, МВар, Ом/км, Ом/км, мм2 при , кВ, км, кВМарка
35110220
дб221,8680,2700,408364116589,570,58АС-120
213,7900,2700,4083521125642,802,81АС-120
е1132,5730,4600,425219703538,282,46АС-70
36,56,8600,130,3766131959776,565,10АС-240
Ае49,59,4330,1080,36683126413276,566,12АС-300
Аг303,9300,1700,3944991597919,141,16АС-185
Σ262,9118,23
Как видно из расчетов, потери в сети не превышают 20%, следовательно, варианты 6 и 7 пригодны для дальнейшего рассмотрения.Рассчитаем мощности трансформаторов каждой подстанции приближенно с учетом 40%-й перегрузки при отключении одного из них по формуле:Расчеты приведены в таблице 8.Таблица 8 Мощности трансформаторов каждой подстанции с учетом перегрузки
бвгде
, МВА15,7722,5721,6114,8618,93
Подберем трансформаторы для каждой подстанции и их количество и проведем расчет количества выключателей, на стороне низшего напряжения и занесём их в таблицу 10.Таблица 9 Расчет количества выключателей на стороне низшего напряжения на каждой подстанции
б8012112
в12242424
г11121217
д12122219
е14241425
Σ97


3 Приведённые затраты электрической сетиВ приведенных затратах каждого варианта в общем случае учитываем: стоимости отдельных элементов районной электрической сети (линий, ячеек выключателей, комплектов отделителей и короткозамыкателей, трансформаторов компенсирующих устройств); стоимость иного электрооборудования в данном варианте схемы; отчисления на амортизацию, текущий, капитальный ремонты и обслуживание всего электрооборудования; стоимость потерь электроэнергии в линиях, трансформаторах и компенсирующих устройствах; а также ущерб от недоотпуска электроэнергии потребителям при перерывах электроснабжения в тех вариантах, в которых имеются нерезервированные линии, трансформаторы.Проведем расчет на примере схемы 5, подстанции «б» и линии «дб»:где нормативный коэффициент эффективности капиталовложений; – суммарные капиталовложения в сеть, руб.; суммарные годовые эксплуатационные издержки, руб.; – ущерб от перерыва электроснабжения, руб.Капиталовложения в электрическую сеть определяются:где суммарные капиталовложения в линии сети; суммарные капиталовложения в подстанции.Проведем расчет капиталовложений на примере линии «дб»:где – расчетная стоимость одного километра линии. Принимается из таблиц укрупненных показателей стоимости электротехнических устройств; – длина трассы линии, в км.


Таблица 10 Капиталовложения в линии схемы 5

j, км, тыс. руб/км, тыс. руб
дб9,577997646
вд21,40108123133
ев57,42155189058
Аг19,1489317092
Ае42,80206388296
Σ150,334324136930
Проведем расчет капиталовложений в подстанцию «б»:Составляющие : суммарная расчётная стоимость трансформаторов всех подстанций районагде – расчетная стоимость одного трансформатора подстанции «б» (ТДН-16000/110). Берется из таблиц справочников; – количество трансформаторов.Стоимости каждого трансформатора и их количество на каждой подстанции приведены в таблице 11. На приемных пунктах с потребителями 2 и 3 категорий мы установим по одному трансформатору для снижения затрат на оборудование.Таблица 11 Расчет стоимости трансформаторов, выбор их типа и количества для каждой подстанции схемы 5
Тип трансформатора, МВА, кВ, тыс. руб
бТДН1600011015,771105849
вТРДН2500011022,5721015106
гТРДН2500011021,611107553
дТДН1600011014,862611698
еТРДН2500011018,932615106
Σ55312
Определим суммарная расчетная стоимость открытых распределительных устройств подстанций приемных пунктов:где – расчетная стоимость ОРУ подстанции «б» (Открытого распределительного устройства) подстанций данной схемы; – количество ОРУ подстанции «б».Таблица 12 Расчет количества и стоимости ОРУ каждой подстанции
i, тыс. руб
б17703
в753921
г17703
д753921
е753921
Σ23177169
Суммарная расчетная стоимость закрытых распределительных устройств (ЗРУ) подстанции «б»:где – расчетная стоимость ячейки с выключателем подстанции «б»; , , , , – количество фидерных, секционных, водных, резервных, установок КУ выключателей в ЗРУ подстанции «б».Таблица 13 Расчет количества и стоимости ЗРУ каждой подстанции
, тыс. руб
б80121127896
в1224242415792
г1112121711186
д1212221912502
е1424142516450
Σ9763826
Расчетная стоимость конденсаторных установок на примере подстанции «б»:где – расчетная стоимость конденсаторной установки данной мощности на подстанции «б»; – количество конденсаторных установок этой мощности.Расчетные стоимости конденсаторных установок представлены в таблице 2.Постоянные затраты на подстанции:Определим суммарные годовые эксплуатационные издержки:где – годовые эксплуатационные издержки линии сети; – годовые эксплуатационные издержки подстанции.Рассчитаем эксплуатационные издержки на примере линии «дб»:,Потери электроэнергии в линии «дб»:где – число часов максимальных потерь, которое определяется:Рассчитаем эксплуатационные издержки на примере подстанции «б»:где – потери электроэнергии в трансформаторе, которые рассчитываются по формуле:Рассчитаем ущерб от перерыва электроснабжения на примере линии «дб»:где – ожидаемая вероятность перерыва электроснабжения, которая определяется:где – удельная повреждаемость линии «дб», 1/год; продолжительность аварийного ремонта, час/год.Используя формулы выше, рассчитаем издержки для других подстанций и линий и занесем их в таблицы 14 и 15 соответственно.Таблица 14 Расчет эксплуатационных издержек линий схемы 5
, км, тыс. руб/км, тыс. руб, кВт·ч, тыс. руб, тыс. руб
дб9,57799764662412438,68·10-31710
вд21,4010812313325494818-
ев57,421551890581004618923-
Аг19,1489317092147429062332
Ае42,8020638829611491212119,13·10-3-
Σ150,33432413693014693278904042
Таблица 15 Расчет эксплуатационных издержек подстанций схемы 5
i, тыс. руб, тыс. руб, кВт·ч, тыс. руб
12345
б38028584910565226
в13967415106126815018
г41917755311725773
Продолжение таблицы 15
12345
д1268011169889213220
е1329871510692713851
Σ4794075531253089
По формуле (16) получаем:В результате расчетов мы получили суммарные затраты на схему 5 равные 247,159 млн. руб без учета заработной платы эксплуатационного персонала, поскольку в дальнейшем проведем расчет затрат других схем по аналогии схемы 5 для выбора экономически выгодной схемы.Проведем расчет схемы 6 по аналогии схемы 5. Поскольку расчетная часть подстанций схемы 6 и схемы 7 аналогична со схемой 5, проведем расчет линий, ущерба и издержек схемы 6 и схемы 7.


, МВт, МВар, Ом/км, Ом/км, мм2, км, кВ, км, тыс. руб/км, тыс. руб, кВт·ч, тыс. руб, тыс. руб
дб221,8680,2700,408116100,5810799764662412438,68·10-31710
212,0900,2700,408111392,291910812085122974343-
е136,55,1600,1300,3761931167,03581551897511012419071-
15,53,0700,4600,42583191,471010811034510892073-
Аг303,9300,1700,394159191,161989317092147529072332
Ае49,57,7330,1080,366263866,364320638829311490212109,13·10-3-
Σ28818,89158746823397927099508464042
Таблица 16 – Расчет капиталовложений в линии, издержек линий и ущерб схемы 6
Таблица 17 – Расчет капиталовложений в линии, издержек линий и ущерб схемы 7
, МВт, МВар, Ом/км, Ом/км, мм2, км, кВ, км, тыс. руб/км, тыс. руб, кВт·ч, тыс. руб, тыс. руб
дб221,8680,2700,408116100,5810799764662412438,68·10-31710
212,0900,2700,408111432,542110812313325494818-
е136,55,1600,1300,37670382,461910812069015313112-
15,53,0700,4600,425193774,6538155159372669712616-
Аг303,9300,1700,394159191,161989317092147529072332
Ае49,57,7330,1080,366263775,693820637897210277189719,13·10-3-
Σ26317,08145746821690523153436664042

Далее полученные результаты занесем в таблицу 18 и сделаем экономическое сравнение схем.Таблица 18 – Экономическое сравнение схем 5, 6 и 7

 , тыс. руб, тыс. руб, тыс. руб, тыс. руб, тыс. руб, тыс. руб
Схема 553089430224794072252274042241080
Схема 653089508464947472339794042253723
Схема 753089436665100872069054042244196
В результате сравнения мы видим, что схема 5 наиболее экономически выгодная.


4 Расчёт основных режимов работы проектируемой электрической сети4.1 Расчет нормального режима наибольших нагрузокОпределим потокораспределения на всех линиях, отходящих от узловой распределительной подстанции (от электростанции).Затем в результате расчета потокораспределения определим значения потоков мощности на выходе и входе каждого элемента сети с учетом потерь мощность в сопротивлениях и проводимостях. Мощность на выходе подстанций прими с учетом имеющихся на подстанции компенсирующих устройств.Проведем расчет потерь мощности в трансформаторах на примере пункта «б»:Тогда мощность на выходе в подстанцию «б»Таблица 19 – Мощности на входе в каждую подстанцию

||, МВА, МВА, МВар, МВт, МВА
б22,08163,340,1822,18+j5,20
в31,60252,520,1131,11+j8,64
г30,26254,060,1530,15+j7,97
д20,13161,600,1120,11+j3,91
е26,50251,900,0926,09+j7,02
Далее находим мощности на выходе линий на примере линии «дб»:где – половина реактивной мощности генерируемой линией.Производим вычисление потерь мощности в этих линиях по формулам:Определяем мощности на входе рассмотренных выше линий:Расчеты остальных линий занесем в таблицу 20.Таблица 20 – Мощности на входе линий
, Ом/км, МВА, МВт, МВт, МВА
дб2,7922,18+j5,040,1060,16022,29+j5,20
вд2,7931,15+j8,260,9541,44132,11+j9,70
ев2,9630,20+j6,901,1383,29331,34+j10,20
Аг2,920,11+j3,560,4821,11720,59+j4,68
Ае3,0226,13+j6,210,1180,40126,24+j6,61
Определим потери напряжения в линиях на примере линии «Аг»:Определим потери напряжения на других линиях по аналогии с линей «Аг» и занесем результаты в таблицу 20.Таблица 21 – Потери напряжения на линиях
, кВ, кВт
б0,04110,50
в0,26110,54
г1,17110,80
д0,47111,73
е0,22111,98
Теперь проведем расчет наименьшего режима нагрузок.4.2 Расчет нормального режима наименьших нагрузокСледует определить возможность отключения одного из трансформаторов на подстанциях приемных пунктов в режиме наименьших нагрузок.Экономически целесообразно отключать один из двух трансформаторов на подстанции, когда мощность нагрузки подстанции будет равна или меньше полученной величины 0,5 . Рассчитаем на примере подстанции «в», поскольку на подстанции «б» только один трансформатор:Результаты расчетов трансформаторов остальных подстанций занесем в таблицу 22.Таблица 22 – Расчеты трансформаторов на каждой подстанции
, МВА
б-
в13,59
г-
д8,96
е13,59
Поскольку , то на рассчитанных подстанциях будет работать по 2 трансформатора. Расчеты режима наименьших нагрузок проведены по аналогии с пунктом 4.1 и представлены ниже в таблицах 23 и 24.Таблица 23 – Мощности на входе в каждую подстанцию
||, МВА, МВА, МВар, МВт, МВА
б16,12161,840,1116,17+j3,20
в23,07251,520,1122,74+j6,00
г22,09252,250,1222,02+j5,12
д14,70160,980,0814,68+j2,67
е19,35251,190,0919,07+j4,94
Таблица 24 – Мощности на входе линий
, Ом/км, МВА, МВт, МВт, МВА
дб2,7916,17+j3,040,0580,08716,23+j3,13
вд2,7922,74+j5,640,5240,79223,26+j6,43
ев2,9622,02+j4,090,6191,79022,64+j5,88
Аг2,914,68+j2,330,2660,61614,94+j2,95
Ае3,0219,07+j4,160,0650,22119,14+j4,38
Теперь проведем расчет послеаварийного режима.4.3 Расчет послеаварийного режимаВ послеаварийном режиме мы отключим одну из линий на всех двухцепных линиях.Расчеты режима наименьших нагрузок проведены по аналогии с пунктом 4.1 и 4.2 и представлены ниже в таблицах 25 и 26.Таблица 25 – Мощности на входе в каждую подстанцию
||, МВА, МВА, МВар, МВт, МВА
б22,08163,340,1822,18+j5,20
в31,60252,500,1562,15+j14,78
г30,26254,040,2030,20+j7,97
д20,13161,600,1140,11+j6,23
е26,50251,880,1352,13+j12,17
Таблица 26 – Мощности на входе линий
, Ом/км, МВА, МВт, МВт, МВА
дб2,7922,18+j5,040,1110,16722,29+j5,21
вд2,7962,15+j14,413,8885,87566,04+j20,29
ев2,9630,20+j6,951,1853,42831,39+j10,37
Аг2,940,11+j5,891,9764,58142,09+j10,47
Ае3,0252,13+j11,380,4861,64852,61+j13,03
Теперь изобразим по полученным расчетам изобразим схему замещения и проведем расчеты на регулирование напряжения для каждого режима работы сети.

<Object: word/embeddings/oleObject8.bin>Рисунок 5 – Схема замещения РЭС

5 Регулирование напряжения5.1 Расчет нормального режима наибольших нагрузокРегулирование напряжения производится на электростанциях и на понижающих подстанциях. Предел регулирования напряжения задается в диапазоне от максимума до минимума в зависимости от изменения нагрузки на шинах электростанции или понижающей подстанции.Регулирование напряжения на приемных подстанциях ведется по закону встречного регулирования напряжения. После определения напряжения на шинах высшего напряжения трансформаторов приемных пунктов необходимо осуществить регулирование напряжения.В качестве основных средств регулирования напряжения при выполнении проекта принимаются трансформаторы с регулированием рабочих ответвлений под нагрузкой.Закон встречного регулирования напряжения, который должен быть осуществлен на шинах вторичного напряжения районных подстанций, определяется требованиями правил устройства электроустановок. В общем случае в нормальном максимальном режиме можно принимать за желаемое напряжение на 5% больше, чем номинальное вторичное напряжение трансформаторов приемного пункта, а в нормальном минимальном режиме и послеаварийном – желаемое напряжение равно номинальному.Определяем потери напряжения в трансформаторе . Находим вторичное напряжение трансформатора, приведенное к первичной обмотке трансформатора. В качестве примера рассмотрим трансформатор пункта «б»:Определим расчетное напряжение ответвления трансформатора пункта «б» по формуле:где – напряжение основного вывода вторичной обмотки трансформатора. Принимаем на 10% больше номинального напряжения; – желаемое напряжение на шинах вторичного напряжения подстанций. В нормальном максимальном режиме принимаем на 5% больше номинального напряжения, а в нормальном минимальном и послеаварийном равно номинальному.По шкале величин напряжений, соответствующих напряжениям ответвления трансформатора () рассчитываем таблицу напряжений ответвлений по ступеням для трансформаторов напряжением 110 кВ. Нормальные напряжения трансформатора принимается 110 и 115 кВ в зависимости от преобладающего напряжения в пунктах установки трансформатора. По расчетному напряжению ответвления, трансформатора находим ближайшее напряжение ответвления трансформатора и определяем ступень регулирования напряжения в данном режиме.По величине определяем действительное значение вторичного напряжения подстанции «б»:Результаты расчетов вторичных напряжений подстанций занесем в таблицу 27.Таблица 27 – Вторичное напряжение подстанций режима наибольших нагрузок

, кВт, кВ, кВ, кВ, кВ, кВ
б110,500,11110,40115,6962116,19410,451
в110,540,10110,44115,7452116,19410,456
г110,800,10110,70116,0172116,19410,480
д111,730,11111,62116,9793118,1916,233
е111,980,10111,88117,2483118,1916,247
По аналогии рассчитаем минимальный и послеаварийный режим.5.2 Расчет нормального режима наименьших нагрузокРезультаты расчетов нормального режима наименьших нагрузок занесем в таблицу 28.Таблица 28 – Вторичное напряжение подстанций режима наименьших нагрузок
, кВт, кВ, кВ, кВ, кВ, кВ
б0,11108,64113,8542113,91610,4900,11
в0,10108,68113,8932113,91610,4940,10
г0,10108,87114,0932113,91610,5130,10
д0,11109,54114,8003115,8746,2390,11
е0,10109,73115,0003115,8746,2500,10
5.3 Расчет послеаварийного режимаРезультаты расчетов послеаварийного режима занесем в таблицу 27.Таблица 27 – Вторичное напряжение подстанций режима наименьших нагрузок
, кВт, кВ, кВ, кВ, кВ, кВ
б0,11107,65112,8202113,91610,3950,11
в0,10107,70112,8702113,91610,4000,10
г0,10108,24113,4392113,91610,4520,10
д0,11108,91114,1343115,8746,2030,11
е0,10109,44114,6973115,8746,2340,10


6 Технико-экономические показатели сетиК основным технико-экономическим показателя спроектированной сети, характеризующими ее техническую целесообразность и экономическую выгодность, а также расход: электрооборудования и денежных средств, относятся:1. Суммарные капиталовложения на сооружение линий и подстанций (тыс. руб):Удельные капиталовложения:2. Суммарные ежегодные расходы по эксплуатации линий и подстанций (тыс. руб./г);3. Себестоимость передачи электроэнергии по сети:4. Потери энергии в спроектированной сети в и в процентах от полученной потребителями электроэнергии за год.Для одной и более крупной подстанции спроектированной сети необходимо предусмотреть сооружение щита районного диспетчерского управления, мастерской, гаража и других вспомогательных сооружений.Суммарные эксплуатационные расходы определяются с учетом указанного выше оборудования и стоимости потерь электроэнергии в сети от шин источника питания до шин низшего напряжения понижающих подстанций.

7 Регулирующий эффект нагрузкиИзменение активной и реактивной от напряжения происходит по статическим характеристикам (рисунок 6). Рассмотрим, каким образом реагирует нагрузка на изменение режима в простейшей системе (рисунок 7).
Рисунок 6 Статические характеристики мощности
Рисунок 7 – Простейшая электрическая сетьВ нормальном режиме работы на шинах нагрузки поддерживается номинальное напряжение. Потребитель берет из сети мощность равную .При постоянном напряжении в начале ЛЭП, напряжение на ее конце может быть рассчитано следующим образом: Предположим, что напряжение в конце ЛЭП уменьшается. В соответствии со статическими характеристиками, активная и реактивная мощности потребителя, будут уменьшаться.Следовательно, будут уменьшаться мощность в конце ЛЭП и потеря напряжения , а напряжение в конце ЛЭП будет увеличиваться.Этот вывод справедлив, когда напряжение в конце ЛЭП будет больше критического напряжения:Критическое напряжение составляет (0,7 – 0,8) от .Таким образом, при напряжениях больших чем критическое, нагрузка, изменяя свою мощность, стремится поддержать неизменным напряжение на своих шинах. В этом случае говорят о положительном регулирующем эффекте нагрузки.При напряжениях меньших чем критическое проявляется отрицательный регулирующий эффект нагрузки. Активная мощность потребителя в соответствии со статическими характеристиками уменьшается. Потребление реактивной мощности начинает возрастать. Причем, значение реактивной мощности увеличивается в большей степени, чем снижение активной. Следовательно, активная мощность в конце ЛЭП уменьшается , реактивная мощность увеличивается . Потеря напряжения на участке увеличивается , а напряжение на шинах нагрузки снижается Это приводит к увеличению потребления реактивной мощности и дальнейшему снижению напряжения <Object: word/embeddings/oleObject9.bin> и т.д. Возникает явление, которое называется лавиной напряжения. При такой аварии тормозятся асинхронные двигатели. Реактивная мощность асинхронных двигателей растет, баланс реактивной мощности нарушается, причем потребление реактивной мощности в значительной мере превышает выработку:Это в свою очередь приводит к понижению напряжения. Остановить снижение напряжения при этой аварии можно, лишь отключив нагрузку.Чтобы напряжение не снижалось ниже критического на генераторах и мощных синхронных двигателях устанавливаются автоматические регуляторы возбуждения (АРВ). Под их действием генераторы и синхронные двигатели увеличивают выработку реактивной мощности.ЗаключениеВ результате работы спроектирована схема района электрических сетей. На первом этапе разработаны варианты размещения объектов РЭС, проведен расчет длин трасс и количества высоковольтных выключателей, а так же выбран их тип: элегазовые колонковые; рассчитаны мощности компенсирующих устройств и их количество для каждой ПС, марка выбранных КУ на всех ПС одинакова: КСА-0,66-40; рассчитаны сечения проводов ЛЭП, номинальным напряжением РЭС в результате выполненного сравнения выбрано напряжение 110 кВ; выбран тип опор ЛЭП: на линиях «дб», «вд», «ев», «Аг» выбраны железобетонные двухцепные опоры, на трассе «Ае» устанавливаются одноцепные металлические опоры; рассчитаны мощности трансформаторов с учетом 40 % перегрузки и выбраны марки трансформаторов; рассчитано количество выключателей на стороне НН, тип выключателей НН - вакуумные. На втором этапе проектирования проводилось экономическое сравнение трех вариантов РЭС, были рассчитаны единовременные капиталовложения в ЛЭП и ПС, рассчитаны годовые эксплуатационные издержки оборудования; рассчитан ущерб от перерыва электроснабжения и рассчитаны суммарные годовые затраты при эксплуатации РЭС, а так же из трех сравниваемых вариантов выбран один наиболее экономически эффективный вариант 5 приведенный на рисунке 3, ежегодные затраты с учетом единовременных капиталовложений составят 241,08 млн руб. На третьем этапе проектирования рассчитан установившийся режим работы РЭС, рассчитаны нормальные режимы работы (в летнее и зимнее время) и послеаварийный режим работы в котором отключается вторая цепь линии Ае. Рассчитаны перетоки мощности по ЛЭП и мощности подстанций, а также потери мощности в линиях и трансформаторах в режиме наибольших нагрузок, в режиме наименьших нагрузок и в послеаварийном режиме. Рассчитаны потери напряжения в линиях во всех режимах. Рассчитаны параметры регулирования напряжения для его поддержания в заданных пределах, установленных ГОСТ-32144-2013 (). Регулирование напряжения выполняется с помощью устройств РПН имеющих 19 ступеней регулирования. Рассчитаны напряжения ответвлений для 19 ступеней РПН, рассчитаны ступени регулирования напряжения и напряжение отходящих линий. На четвертом этапе проектирования рассмотрены технико-экономические показатели: единовременные капиталовложения на сооружение РЭС, суммарные годовые эксплуатационные издержки оборудования РЭС, а также описаны технологические и вспомогательные сооружения и основной персонал РЭС. Разработана главная схема РЭС представленная на А1. В качестве спец вопроса рассмотрен

Схема района электрических сетей разработана с возможность перспективного развития РЭС с минимальными капиталовложениями, при проектировании применены типовые схемы ОРУ, рекомендуемые для вновь строящихся объектов, с целью упрощения задач проектирования и унификации проектирования.
Список использованных источников1 Елгин, А.А. Производство и передача электроэнергии. Методические указания к курсовому проектированию / А.А. Елгин, О.В. Самолина. – Тольятти: Издательство ТГУ, 2007, – 40 с.2 Идельчик, В.И. Электрические системы и сети / В.И. Идельчик. – М: Энергоатомиздат, 1989, - 592 с.3 СТО 56947007-29.240.30.010-2008 Схемы принципиальные электрические распределительных устройств подстанций 35-1150 кВ. Типовые решения. – ОАО ФСК ЕЭС, 2007 – 131 с.4 Рожкова, Л.Д. Электрооборудование станций и подстанций / Л.Д. Рожкова, В.С. Козулин. – М: Энергоатомиздат, 1997, - 648 с.5 Правила устройства электроустановок. – М: Энергоатомиздат, 2015, - 330 с.