Выбор номинальных напряжений

Содержание

Задание и исходные данные..........................................................................................2

1. Выбор вариантов схем соединений ЛЭП...............................................................5

2. Выбор номинальных напряжений ВЛ....................................................................7

3. Определение сечений проводов сооружаемых ЛЭП............................................9

4. Выбор трансформаторов на понижающих подстанциях....................................14

4.1. Выбор трансформаторов на понижающей подстанции ПС-1...................14

4.2. Выбор трансформаторов на понижающей подстанции ПС-2...................18

4.3. Выбор трансформаторов на понижающей подстанции ПС-3...................21

5. Составление принципиальных и расчетных схем вариантов............................24

6. Расчет режимов максимальных нагрузок и баланса реактивной мощности…31

6.1 Расчет режимов максимальных нагрузок и баланса реактивной мощности для радиального варианта электрической сети................................................31

6.2 Расчет режимов максимальных нагрузок и баланса реактивной мощности для кольцевого варианта электрической сети............................................36

7. Выбор схем присоединения к сети новых и расширения существующих понижающих подстанций.............................................................................................42

8. Выбор окончательного варианта схемы развития электрической сети...........42

8.1 Капитальные вложения для сооружения электрической сети..................42

8.2 Расчет составляющих потерь мощности в вариантах сети.......................45

Заключение.....................................................................................................................49

Список используемой литературы...............................................................................50

 

Задание: выполнить технико-экономическое обоснование схемы развития электрической сети районной энергосистемы для электроснабжения новых узлов

нагрузки.

Исходные данные:

1. Схема существующей электрической сети

Рисунок 1 - Схема существующей электрической сети 220/110 кВ (расстояния в километрах)

Примечание. Начало координат в точке пункта питания О.

2. Мощности шин действующих подстанций (10 и 35 кВ) режима максимальных нагрузок на пятый год эксплуатации сооружаемой сети

Таблица 1 – Мощности режима максимальных нагрузок существующей сети

Мощности нагрузок	А - 10	Б - 35	Б - 10	В - 10	Г - 10
Активная, МВт	110	15	10	80	90
Реактивная, МВар	70	10	5	50	60

 

 

3. Геометрическое расположение существующих и мест сооружения новых подстанций в декартовой системе координат

Таблица 2 – Координаты расположения существующих подстанций, км

Подстанция	А	Б	В	Г
х	63	107	12	66
у	0	-33	-57	-50

4. Максимальные мощности нагрузки новых подстанций на пятый год их

Эксплуатации (Таблица 3).

5. Время использования максимальной нагрузки T_max для общего годового графика энергосистемы с учетом мощностей новых нагрузок.

Таблица 3 – Координаты расположения и мощности режима максимальных нагрузок на 5-ый год эксплуатации новых подстанций

Подстанция	х, км	у, км	Р, МВт	Q, Мвар	Тmax,ч
ПС-1	82	-46	44	32	4600
ПС-2	66	-27	53	39
ПС-3	130	-4	1	13

 

6. Ориентировочный состав видов нагрузок новых подстанций.

Таблица 4 – Состав нагрузки сооружаемых подстанций, %

7. Зимние и летние суточные графики нагрузки характерных дней новых подстанций (Таблица 5).

Таблица 5 – Зимние и летние суточные графики характерных дней для новых подстанций, %

8. Напряжение пункта питания в режимах максимальных нагрузок поддерживается на уровне 242 кВ.

9. Номинальное напряжение на шинах низкого напряжения новых подстанций 10 кВ.

10. Место строительства – Западная Сибирь.

11. Материал опор для ВЛ всех напряжений – железобетон.

 

ВЫБОР ВАРИАНТОВ СХЕМ СОЕДИНЕНИЙ ЛЭП

Рисунок 2 – Граф существующей сети

В программе AutoCad проведем размещение на существующем графе точек новых подстанций и покажем расстояния от новых подстанций до ближайших действующих.

 

Рисунок 3 – Граф существующей и проектируемой частей сети

На рассмотрение выносится несколько вариантов соединения точек новых подстанций с близлежащими действующими подстанциями.

 

Рисунок 4 – Варианты радиально-магистральных и замкнутых схем

соединения ЛЭП

Сопоставим намеченные варианты по критерию суммарной длины ЛЭП для питания нагрузок подстанций 1, 2 и 3.

Радиальные варианты:

∑L_P-1 =L_Г-2 + L_Г-1+L_Б-3 = 23 + 16.49+37.01=76.5  км

∑L_P-2 =L_А-2 + L_Г-1 +L_Б-3= 27.17 + 16.49+37.01= 80.67 км

∑L_P-3 = L_1-2 + L_Г-1+L_Б-3= 24.84 + 16.49+37.01= 78.34 км

Минимальное значение длин ЛЭП в варианте Р-1, поэтому для дальнейшего расчета выбираем именно его.

Кольцевые варианты:

∑L_З-1 = 1,5 L_Б-3+ L_Г-1+ L_Г-2+ L_1-2=1.5 37.01+16.49+23+24.84= 119.85 км

∑L_З-2 =1,5 L_Б-3+ L_Г-1+ L_А-2+ L_1-2=1.5 37.01+16.49+27.17+24.84= 124.02 км

∑L_З-3 = 1,5 L_Б-3+ L_Б-1+ L_Г-2+ L_1-2=1.5 37.01+28.18+23+24.84= 131.54 км

Минимальное значение длин ЛЭП в варианте З-1, поэтому для дальнейшего расчета выбираем именно его.

Рисунок 5 – Выбранные варианты схем сети

Заключение

В результате выполнения курсового проекта выполнено технико-экономическое обоснование схемы развития электрической сети районной энергосистемы для электроснабжения новых узлов нагрузки. Из приведенной диаграммы следует, что затраты кольцевого варианта выше, чем радиального по всем составляющим: капитальным вложениям, издержкам и стоимостям потерь электрической энергии. Поэтому в качестве окончательного варианта принят радиальный вариант электрической сети. Для данного варианта выбрано основное электрооборудование: сечения проводов линий электропередачи, трансформаторы и компенсирующие устройства на подстанциях; разработана схема электрических соединений сети, выполнен электрический расчет установившихся режимов работы электрической сети; определены необходимые мероприятия по регулированию напряжения электрической сети.

Выполнение курсового проекта дало мне возможность получить некоторый опыт в проектировании развития электрической сети районной энергосистемы с минимальными капитальными затратами и эксплуатационными издержками.

 

Список используемой литературы

1. Лыкин А.В. Электрические системы и сети: Учеб. пособие. – М.: Университетская книга; Логос, 2006. – 254 с.

2. Методическое пособие № 3859 Электрические системы и сети: задания и методические указания по курсовому проектированию для студентов ФЭН, обучающихся по направлению 140200 «Электроэнергетика» /НГТУ; [сост.:А.В. Лыкин, Ю.М. Сидоркин], 2010. – 80 с.

 

Содержание

Задание и исходные данные..........................................................................................2

1. Выбор вариантов схем соединений ЛЭП...............................................................5

2. Выбор номинальных напряжений ВЛ....................................................................7

3. Определение сечений проводов сооружаемых ЛЭП............................................9

4. Выбор трансформаторов на понижающих подстанциях....................................14

4.1. Выбор трансформаторов на понижающей подстанции ПС-1...................14

4.2. Выбор трансформаторов на понижающей подстанции ПС-2...................18

4.3. Выбор трансформаторов на понижающей подстанции ПС-3...................21

5. Составление принципиальных и расчетных схем вариантов............................24

6. Расчет режимов максимальных нагрузок и баланса реактивной мощности…31

6.1 Расчет режимов максимальных нагрузок и баланса реактивной мощности для радиального варианта электрической сети................................................31

6.2 Расчет режимов максимальных нагрузок и баланса реактивной мощности для кольцевого варианта электрической сети............................................36

7. Выбор схем присоединения к сети новых и расширения существующих понижающих подстанций.............................................................................................42

8. Выбор окончательного варианта схемы развития электрической сети...........42

8.1 Капитальные вложения для сооружения электрической сети..................42

8.2 Расчет составляющих потерь мощности в вариантах сети.......................45

Заключение.....................................................................................................................49

Список используемой литературы...............................................................................50

 

Задание: выполнить технико-экономическое обоснование схемы развития электрической сети районной энергосистемы для электроснабжения новых узлов

нагрузки.

Исходные данные:

1. Схема существующей электрической сети

Рисунок 1 - Схема существующей электрической сети 220/110 кВ (расстояния в километрах)

Примечание. Начало координат в точке пункта питания О.

2. Мощности шин действующих подстанций (10 и 35 кВ) режима максимальных нагрузок на пятый год эксплуатации сооружаемой сети

Таблица 1 – Мощности режима максимальных нагрузок существующей сети

Мощности нагрузок	А - 10	Б - 35	Б - 10	В - 10	Г - 10
Активная, МВт	110	15	10	80	90
Реактивная, МВар	70	10	5	50	60

 

 

3. Геометрическое расположение существующих и мест сооружения новых подстанций в декартовой системе координат

Таблица 2 – Координаты расположения существующих подстанций, км

Подстанция	А	Б	В	Г
х	63	107	12	66
у	0	-33	-57	-50

4. Максимальные мощности нагрузки новых подстанций на пятый год их

Эксплуатации (Таблица 3).

5. Время использования максимальной нагрузки T_max для общего годового графика энергосистемы с учетом мощностей новых нагрузок.

Таблица 3 – Координаты расположения и мощности режима максимальных нагрузок на 5-ый год эксплуатации новых подстанций

Подстанция	х, км	у, км	Р, МВт	Q, Мвар	Тmax,ч
ПС-1	82	-46	44	32	4600
ПС-2	66	-27	53	39
ПС-3	130	-4	1	13

 

6. Ориентировочный состав видов нагрузок новых подстанций.

Таблица 4 – Состав нагрузки сооружаемых подстанций, %

7. Зимние и летние суточные графики нагрузки характерных дней новых подстанций (Таблица 5).

Таблица 5 – Зимние и летние суточные графики характерных дней для новых подстанций, %

8. Напряжение пункта питания в режимах максимальных нагрузок поддерживается на уровне 242 кВ.

9. Номинальное напряжение на шинах низкого напряжения новых подстанций 10 кВ.

10. Место строительства – Западная Сибирь.

11. Материал опор для ВЛ всех напряжений – железобетон.

 

ВЫБОР ВАРИАНТОВ СХЕМ СОЕДИНЕНИЙ ЛЭП

Рисунок 2 – Граф существующей сети

В программе AutoCad проведем размещение на существующем графе точек новых подстанций и покажем расстояния от новых подстанций до ближайших действующих.

 

Рисунок 3 – Граф существующей и проектируемой частей сети

На рассмотрение выносится несколько вариантов соединения точек новых подстанций с близлежащими действующими подстанциями.

 

Рисунок 4 – Варианты радиально-магистральных и замкнутых схем

соединения ЛЭП

Сопоставим намеченные варианты по критерию суммарной длины ЛЭП для питания нагрузок подстанций 1, 2 и 3.

Радиальные варианты:

∑L_P-1 =L_Г-2 + L_Г-1+L_Б-3 = 23 + 16.49+37.01=76.5  км

∑L_P-2 =L_А-2 + L_Г-1 +L_Б-3= 27.17 + 16.49+37.01= 80.67 км

∑L_P-3 = L_1-2 + L_Г-1+L_Б-3= 24.84 + 16.49+37.01= 78.34 км

Минимальное значение длин ЛЭП в варианте Р-1, поэтому для дальнейшего расчета выбираем именно его.

Кольцевые варианты:

∑L_З-1 = 1,5 L_Б-3+ L_Г-1+ L_Г-2+ L_1-2=1.5 37.01+16.49+23+24.84= 119.85 км

∑L_З-2 =1,5 L_Б-3+ L_Г-1+ L_А-2+ L_1-2=1.5 37.01+16.49+27.17+24.84= 124.02 км

∑L_З-3 = 1,5 L_Б-3+ L_Б-1+ L_Г-2+ L_1-2=1.5 37.01+28.18+23+24.84= 131.54 км

Минимальное значение длин ЛЭП в варианте З-1, поэтому для дальнейшего расчета выбираем именно его.

Рисунок 5 – Выбранные варианты схем сети

ВЫБОР НОМИНАЛЬНЫХ НАПРЯЖЕНИЙ

Приближенную оценку применения экономически целесообразных номинальных напряжений воздушных ЛЭП проведем по эмпирической формуле:

где Р – передаваемая по линии активная мощность, l – длина линии.

2.1 Выбор номинальных напряжений для радиального варианта сети

Мощности, передаваемые по линиям радиально-магистрального варианта:

 

Учтем, что линии двухцепные, поэтому при расчете номинальных напряжений ЛЭП делим передаваемую активную мощность пополам. Также, длины линии принимаем на 20% больше воздушной выбранной прямой.

Активная мощность линий : P_Г-1 = 22 МВт, P_Г-2 = 26,5 МВт, P_Б-3 = 9 МВт.

Расстояния между подстанциями: L_Г-1 = 19,8 км, L_Г-2 = 27,6 км, L_Б-3 = 44,4 км.

Рассчитаем номинальные напряжения ЛЭП:

Выбираем для линий напряжение 110 кВ.

Таблица 6 – Выбор номинальных напряжений ВЛ радиально-магистрального варианта сети

ВЛ	L, км	L+20%, км	P, МВт	Количество цепей	U, кВ	Uном, кВ
Г-1	16,49	19,8	44	2	73	110
Г-2	23	27,6	53	2	83,2	110
Б-3	37,01	44,4	18	2	71,5	110

 

2.2 Выбор номинальных напряжений для кольцевого варианта сети

Для выбора номинальных напряжений замкнутой сети найдем приближенное потокораспределение  в линии с двухсторонним питанием (в кольце):

 

Рисунок 6 – Потокораспределение мощностей

Расчёт расстояния между подстанциями, а также расчёт номинальных напряжений ВЛ проведем аналогично предыдущему пункту, учитывая, что линии Г-1, Г-2 и 1-2 – одноцепные; полученные данные сведём в таблицу.

Таблица 7 – Выбор номинальных напряжений ВЛ варианта замкнутой сети

ВЛ	L, км	L+20%, км	P, МВт	Количество цепей	U, кВ	Uном, кВ
Г-2		27.6	45.33	1	95.2	110

 

Продолжение таблицы 7

ВЛ	L, км	L+20%, км	P, МВт	Количество цепей	U, кВ	Uном, кВ
1-2	24,84	29,81	7,67	1	62,2	110
Г-1	16,49	19,8	51,67	1	90,5	110
Б-3	37,01	44,4	18	2	71,5	110