Выбор номинальных напряжений сооружаемых ЛЭП
Курсовая работа
Вариант №81
Выполнил: студент гр. ЭЭС-08
Кравчук Е.Е Проверил: Грунин О.М.
Чита 2011г.
Федеральное агентство по образованию
Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования
«ЧИТИНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»
(ЧитГУ)
Энергетический институт
Кафедра электроснабжения
Пояснительная записка
к курсовому проекту
по дисциплине «Электроэнергетика»
На тему «Развитие электрической сети энергосистемы»
Разработал студент гр. ЭЭС-08 Кравчук Е.Е.
Руководитель работы: Грунин О.М.
Содержание
Задание для курсовой работы........................................................................ 4
1. Составление и обоснование вариантов схем электрической сети............. 7
1.1 Выбор вариантов схем соединений ЛЭП............................................. 7
1.2 Выбор номинального напряжения ...................................................... 9
1.3 Выбор сечений проводников.............................................................. 10
1.4 Выбор трансформаторов и схем электрических соединений понижающих подстанций........................................................................................... 13
2. Технико-экономическое сравнение вариантов......................................... 20
3. Расчёт основных режимов работы электрической сети.......................... 25
3.1 Составление схемы замещения сети................................................... 26
3.2 Расчёт основных режимов электрической сети. Выбор средств регулирования напряжения и КУ................................................................................. 28
4. Основные технико-экономические показатели........................................ 29
Заключение.................................................................................................... 32
Список используемой литературы............................................................... 33
Приложение………………………………………………………………………34
Задание для курсовой работы
Главная задача: технико-экономическое обоснование схемы развития электрической сети районной энергосистемы для электроснабжения трех новых узлов нагрузки.
Исходные данные:
1. Схема существующей электрической сети (Рис.1).
2. Расположение подстанции А и В и новых ПС (1,2,3) в декартовой системе координат (Табл.1), а также max нагрузки существующих (4,5) и новых (1,2,3) узлов приведены к 5 году эксплуатации сети (Табл.2).
3. Время использования максимальной нагрузки Тmax для общего годового графика энергосистемы с учетом мощности новых ПС.
4. Зимние и летние суточные графики нагрузки новых ПС (Табл. 3).
5. Напряжение источника питания (А) в режимах максимальных нагрузок поддерживается на уровне 240 кВ.
6. Номинальное напряжение на шинах низкого напряжения новых ПС-10 кВ.
7. Материал промежуточных опор – железобетон.
8. Район строительства –Поволжье, Урал.
Электрифицируемый район по гололеду 2, по ветру I.
Охарактеризуем климатические условия: Максимальная скорость ветра 
Нормативная толщина стенки гололёда для высоты 10м над поверхностью земли 
.
9. Коэффициент мощности источника питания в режиме наибольших нагрузок равен 0,9.
10. Расчетная мощность поступающая из внешней сети на шины 220 кВ ПС Вв режиме наибольших нагрузок составляет 60+j30 МВА. 
Рис. 1. Схема существующей электрической сети 220/110/35/10 кВ
Табл.1
Координаты расположения подстанций в декартовой системе.
| Координаты | А | В | |||
| x (км) | |||||
| y (км) |
Табл.2
Нагрузки узлов.
| Мощность | |||||
| P (МВт) | |||||
| Q (МВар) |
Tmax=3800ч.
Таблица 3.
Зимние и летние суточные нагрузки характерных дней
для новых подстанций , %
| Время | ПС-1 | ПС-2 | ПС-3 | |||||||||
| Зима | Лето | Зима | Лето | Зима | Лето | |||||||
| P | Q | P | Q | P | Q | P | Q | P | Q | P | Q | |
1. Составление и обоснование вариантов схем электрической сети
1.1 Выбор вариантов схем соединений ЛЭП
Наметим 2 варианта схем, среди которых варианты магистрально-радиальных и замкнутых схем. Присоединение новых линий возможно к действующим подстанциям А и В. Так же на подстанциях А и В приведем сторону низкого напряжения к средней стороне (см рис ).
Для построения вариантов используем граф существующей сети (рисунок 2). На основе приближённой технико-экономической оценки вариантов выбираем из предложенных вариантов 2 для дальнейшей проработки. Протяжённость всех линий выбранных вариантов принимается с учетом коэффициента удлинения (Kl=1,27).
Определяем длину линий по чертежам в программе КОМПАС-3D LT V8 Plus.
Таблица 4.
Длины участков (в км).
| Участки | 3-А | В-1 | В-2 | 1-2 | А-В |
| Схема №1 | |||||
| Участки | 3-А | В-1 | В-2 | А-1 | А-В |
| Схема №2 |
Считаем потораспредение на схемах, исключаем варианты схем со слабо нагруженными участками.
Схема №1. Выполнена в виде кольца. Пропускная способность каждого головного участка должна быть рассчитана на полную нагрузку всей сети, в случае повреждения одного из них. Соответственно, это ведет к увеличенному расходу цветного металла и затраты на ее сооружение. С другой стороны, в нормальном режиме каждая нагрузка питается по кратчайшему пути, поэтому потери мощности и энергии будут наименьшими.
S73=S3=55+j33 МВА
МВА
МВА
МВА
Схема №2 Перетоки мощности в этой конфигурации сети посчитаем с помощью «Программы точного расчета сети», предворительно предположив сечение проводов.
Таблица5.1.
Входные данные по ветвям.
| i | j | g(i) | b(i) | r(ij) | x(ij) | g(j) | b(j) | Кt(ij) | Вкл/Выкл |
| 12,36 | 33,04 | ||||||||
| 5,994 | 15,281 | ||||||||
| 1,936 | 16,435 | ||||||||
| 2,75 | 4,708 | ||||||||
| 0,22 | 12,8 | ||||||||
| 0,28 | 15,2 | ||||||||
| 3,479 | 15,265 |
Таблица5.2.
Входные данные по узлам.
| i | U(i) | d(i) | Ген. P(i) | Ген. Q(i) | Нагр. P(i) | Нагр. Q(i) | gш(i) | bш(i) |
Таблица5.3.
Результаты расчета по ветвям.
| i | j | P(i_) | Q(i_) | P(_j) | Q(_j) | dP(ij) | dQ(ij) | P'(ij) | Q'(ij) | P"(ij) | Q"(ij) |
| 34,581 | 20,291 | -34,22 | -19,33 | 0,358804 | 0,959133 | 0,358804 | 0,959133 | ||||
| 26,222 | 15,332 | -26,11 | -15,06 | 0,10392 | 0,264933 | 0,10392 | 0,264933 | ||||
| 58,179 | 40,519 | -58,00 | -39,00 | 0,178799 | 1,517849 | 0,178799 | 1,517849 | ||||
| 55,207 | 33,354 | -55,00 | -33,00 | 0,206596 | 0,353693 | 0,206596 | 0,353693 | ||||
| 153,908 | 87,617 | -153,78 | -80,64 | 0,119795 | 6,969907 | 0,119795 | 6,969907 | ||||
| 111,971 | 65,646 | -111,88 | -60,94 | 0,086669 | 4,704907 | 0,086669 | 4,704907 | ||||
| 111,296 | 81,195 | -110,15 | -76,16 | 1,146357 | 5,029933 | 1,146357 | 5,029933 |
Таблица5.4.
Результаты расчета по узлам.
| i | U(i) | d(i) | Ген. P(i) | Ген. Q(i) | Нагр. P(i) | Нагр. Q(i) | Pш(i) | Qш(i) | небал P(i) | небал Q(i) |
| 230,3926 | -2,92058 | 0,000141 | 0,000388 | |||||||
| 229,7909 | -2,38693 | 0,000349 | 0,001515 | |||||||
| 233,8496 | -2,15436 | 0,000407 | 0,00114 | |||||||
| 235,186 | -1,97938 | 0,000399 | 0,000976 | |||||||
| 228,6297 | -3,25549 | 0,00297 | 0,009332 | |||||||
| 233,2223 | -1,44962 | 0,000322 | 0,000761 | |||||||
| 265,2049 | 168,8129 |
Расчет основных режимов.
Пользуясь «Программой точного расчета сети», рассчитаем максимальны режим сети.
Таблица 21
Входные данные по ветвям.
| i | j | g(i) | b(i) | r(ij) | x(ij) | g(j) | b(j) | Кt(ij) | Вкл/Выкл |
| -50,875 | 5,994 | 15,281 | -50,875 | ||||||
| 1,9 | 8,3 | 7,35 | 110,2 | ||||||
| -110 | 12,96 | 33,04 | -110 | ||||||
| 5,165 | 41,32 | 0,22 | 12,8 | 0,526 | |||||
| -60,5 | 1,782 | 4,543 | -60,5 | ||||||
| 9,75 | 67,768 | 0,435 | |||||||
| 3,39 | 20,826 | 50,35 | |||||||
| -41,6 | 0,96 | 3,48 | -41,6 | ||||||
| -187,44 | 3,479 | 15,295 | -187,44 | ||||||
| 2,685 | 25,826 | 0,28 | 15,2 | 0,526 |
Таблица 22
Входные данные по узлам.
| i | U(i) | d(i) | Ген. P(i) | Ген. Q(i) | Нагр. P(i) | Нагр. Q(i) | gш(i) | bш(i) |
Таблица 23
Перетоки мощности по ветвям.
| i | j | P(i_) | Q(i_) | P(_j) | Q(_j) | dP(ij) | dQ(ij) | P'(ij) | Q'(ij) | P"(ij) | Q"(ij) |
| 7,987 | 3,165 | -7,955 | -4,553 | 0,033 | -1,388 | 0,033 | 0,083 | -1,471 | |||
| 8,069 | 4,7751 | -7,972 | -3,889 | 0,097 | 0,886 | 0,069 | 0,765 | 0,028 | 0,121 | ||
| 16,321 | 5,3186 | -16,056 | -7,9403 | 0,265 | -2,622 | 0,265 | 0,676 | -3,298 | |||
| 136,349 | 75,517 | -135,96 | -67,835 | 0,389 | 7,682 | 0,091 | 5,302 | 0,297 | 2,38 | ||
| 55,791 | 36,728 | -55,268 | -37,226 | 0,524 | -0,499 | 0,524 | 1,335 | -1,834 | |||
| 55,268 | 37,226 | -54,858 | -32,049 | 0,41 | 5,177 | 0,264 | 4,168 | 0,145 | 1,009 | ||
| 58,367 | 45,101 | -57,82 | -37,971 | 0,547 | 7,13 | 0,365 | 6,01 | 0,182 | 1,12 | ||
| 58,461 | 40,95 | -58,3674 | -45,101 | 0,094 | -4,151 | 0,094 | 0,339 | -4,49 | |||
| 130,157 | 75,014 | -128,689 | -89,511 | 1,468 | -14,497 | 1,468 | 6,454 | -20,951 | |||
| 130,227 | 78,561 | -129,963 | -70,742 | 0,264 | 7,817 | 0,118 | 6,418 | 0,145 | 1,399 |
Таблица 24
Результаты расчета по узлам.
| i | U(i) | d(i) | Ген. P(i) | Ген. Q(i) | Нагр. P(i) | Нагр. Q(i) | Pш(i) | Qш(i) | небал P(i) | небал Q(i) |
| 120,4447 | -3,46 | 2,13E-14 | 8,88E-14 | |||||||
| 231,7369 | -1,91 | 8,31E-13 | 1,14E-13 | |||||||
| 121,8996 | -2,45 | 2,56E-13 | 6,96E-13 | |||||||
| 124,1227 | -1,74 | 0,151854 | 1,211145 | |||||||
| 119,5055 | -3,85 | 0,08223 | 0,703267 | |||||||
| 115,2869 | -6,94 | 0,028294 | 0,111018 | |||||||
| 221,282 | -5,07 | 0,180049 | 1,029113 | |||||||
| 118,2341 | -4,79 | 0,141988 | 0,950812 | |||||||
| 232,6446 | -1,74 | 0,001179 | 0,000162 | |||||||
| 266,5059 | 150,5312 |
Таблица 24
Результаты расчета потерь мощности.
| Суммарное dP | Суммарное dP' | Суммарное dP" | Суммарное dQ | Суммарное dQ' | Суммарное dQ" |
| 4,089122 | 3,291102 | 0,79802 | 5,536708 | 31,55121 | -26,0145 |
Рип=266,5059 МВт, Qип= Рип*tg0,54=143,913 Мвар (cosφ=0,88),
Qип< QА, (144<151) значит необходима установка в сети компенсирующих устройств для генерации QКУ= QА- Qип=151-144=7 Мвар.
QКУУСТ= QКУ/0,7=7/0,7=10 Мвар.
Заключение.
Основные задачи курсового проекта – было ознакомление студента с конструкциями линий электропередачи; изучение им методов анализа режимов электрических сетей и систем; приобретение навыков проектирования систем электроснабжения на основе технико-экономических расчетов у будущих инжинеров.
По итогам расчета, подключение новых потребителей обусловит рост потерь активной мощности на 3,4% и достоинствами сети, выбранной мною, являются: наглядность, возможность присоединения отдельных линий к различным шинам источника питания
Список используемой литературы
1. Справочник по проектированию электроэнергетических систем/под ред. С.С. Рокотяна и И.М. Шапиро. – М.: Энергоатомиздат, 1985. – 352 с.
2.Электроэнергетика: учебное пособие/О.М. Грунин, В.И. Петуров. – Чита: ЧитГУ, 2007. – 103 с.
3. Идельчик В.И. Электрические системы и сети. – М.: Энергоатомиздат, 1989. – 592 с.: ил.
4. Электрические сети и системы/Л.И. Петренко. – Киев: Высш. школа, 1981. – 320 с.
5. Ю.Н.Балаков М.Ш.Мисриханов А.В.Шунтов Проектирование схем
электроустановок. – Москва: Издательский дом МЭИ, 2006.- 290с.
ПРИЛОЖЕНИЕ
Курсовая работа
Вариант №81
Выполнил: студент гр. ЭЭС-08
Кравчук Е.Е Проверил: Грунин О.М.
Чита 2011г.
Федеральное агентство по образованию
Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования
«ЧИТИНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»
(ЧитГУ)
Энергетический институт
Кафедра электроснабжения
Пояснительная записка
к курсовому проекту
по дисциплине «Электроэнергетика»
На тему «Развитие электрической сети энергосистемы»
Разработал студент гр. ЭЭС-08 Кравчук Е.Е.
Руководитель работы: Грунин О.М.
Содержание
Задание для курсовой работы........................................................................ 4
1. Составление и обоснование вариантов схем электрической сети............. 7
1.1 Выбор вариантов схем соединений ЛЭП............................................. 7
1.2 Выбор номинального напряжения ...................................................... 9
1.3 Выбор сечений проводников.............................................................. 10
1.4 Выбор трансформаторов и схем электрических соединений понижающих подстанций........................................................................................... 13
2. Технико-экономическое сравнение вариантов......................................... 20
3. Расчёт основных режимов работы электрической сети.......................... 25
3.1 Составление схемы замещения сети................................................... 26
3.2 Расчёт основных режимов электрической сети. Выбор средств регулирования напряжения и КУ................................................................................. 28
4. Основные технико-экономические показатели........................................ 29
Заключение.................................................................................................... 32
Список используемой литературы............................................................... 33
Приложение………………………………………………………………………34
Задание для курсовой работы
Главная задача: технико-экономическое обоснование схемы развития электрической сети районной энергосистемы для электроснабжения трех новых узлов нагрузки.
Исходные данные:
1. Схема существующей электрической сети (Рис.1).
2. Расположение подстанции А и В и новых ПС (1,2,3) в декартовой системе координат (Табл.1), а также max нагрузки существующих (4,5) и новых (1,2,3) узлов приведены к 5 году эксплуатации сети (Табл.2).
3. Время использования максимальной нагрузки Тmax для общего годового графика энергосистемы с учетом мощности новых ПС.
4. Зимние и летние суточные графики нагрузки новых ПС (Табл. 3).
5. Напряжение источника питания (А) в режимах максимальных нагрузок поддерживается на уровне 240 кВ.
6. Номинальное напряжение на шинах низкого напряжения новых ПС-10 кВ.
7. Материал промежуточных опор – железобетон.
8. Район строительства –Поволжье, Урал.
Электрифицируемый район по гололеду 2, по ветру I.
Охарактеризуем климатические условия: Максимальная скорость ветра Нормативная толщина стенки гололёда для высоты 10м над поверхностью земли .
9. Коэффициент мощности источника питания в режиме наибольших нагрузок равен 0,9.
10. Расчетная мощность поступающая из внешней сети на шины 220 кВ ПС Вв режиме наибольших нагрузок составляет 60+j30 МВА.
Рис. 1. Схема существующей электрической сети 220/110/35/10 кВ
Табл.1
Координаты расположения подстанций в декартовой системе.
| Координаты | А | В | |||
| x (км) | |||||
| y (км) |
Табл.2
Нагрузки узлов.
| Мощность | |||||
| P (МВт) | |||||
| Q (МВар) |
Tmax=3800ч.
Таблица 3.
Зимние и летние суточные нагрузки характерных дней
для новых подстанций , %
| Время | ПС-1 | ПС-2 | ПС-3 | |||||||||
| Зима | Лето | Зима | Лето | Зима | Лето | |||||||
| P | Q | P | Q | P | Q | P | Q | P | Q | P | Q | |
1. Составление и обоснование вариантов схем электрической сети
1.1 Выбор вариантов схем соединений ЛЭП
Наметим 2 варианта схем, среди которых варианты магистрально-радиальных и замкнутых схем. Присоединение новых линий возможно к действующим подстанциям А и В. Так же на подстанциях А и В приведем сторону низкого напряжения к средней стороне (см рис ).
Для построения вариантов используем граф существующей сети (рисунок 2). На основе приближённой технико-экономической оценки вариантов выбираем из предложенных вариантов 2 для дальнейшей проработки. Протяжённость всех линий выбранных вариантов принимается с учетом коэффициента удлинения (Kl=1,27).
Определяем длину линий по чертежам в программе КОМПАС-3D LT V8 Plus.
Таблица 4.
Длины участков (в км).
| Участки | 3-А | В-1 | В-2 | 1-2 | А-В |
| Схема №1 | |||||
| Участки | 3-А | В-1 | В-2 | А-1 | А-В |
| Схема №2 |
Считаем потораспредение на схемах, исключаем варианты схем со слабо нагруженными участками.
Схема №1. Выполнена в виде кольца. Пропускная способность каждого головного участка должна быть рассчитана на полную нагрузку всей сети, в случае повреждения одного из них. Соответственно, это ведет к увеличенному расходу цветного металла и затраты на ее сооружение. С другой стороны, в нормальном режиме каждая нагрузка питается по кратчайшему пути, поэтому потери мощности и энергии будут наименьшими.
S73=S3=55+j33 МВА
МВА
МВА
МВА
Схема №2 Перетоки мощности в этой конфигурации сети посчитаем с помощью «Программы точного расчета сети», предворительно предположив сечение проводов.
Таблица5.1.
Входные данные по ветвям.
| i | j | g(i) | b(i) | r(ij) | x(ij) | g(j) | b(j) | Кt(ij) | Вкл/Выкл |
| 12,36 | 33,04 | ||||||||
| 5,994 | 15,281 | ||||||||
| 1,936 | 16,435 | ||||||||
| 2,75 | 4,708 | ||||||||
| 0,22 | 12,8 | ||||||||
| 0,28 | 15,2 | ||||||||
| 3,479 | 15,265 |
Таблица5.2.
Входные данные по узлам.
| i | U(i) | d(i) | Ген. P(i) | Ген. Q(i) | Нагр. P(i) | Нагр. Q(i) | gш(i) | bш(i) |
Таблица5.3.
Результаты расчета по ветвям.
| i | j | P(i_) | Q(i_) | P(_j) | Q(_j) | dP(ij) | dQ(ij) | P'(ij) | Q'(ij) | P"(ij) | Q"(ij) |
| 34,581 | 20,291 | -34,22 | -19,33 | 0,358804 | 0,959133 | 0,358804 | 0,959133 | ||||
| 26,222 | 15,332 | -26,11 | -15,06 | 0,10392 | 0,264933 | 0,10392 | 0,264933 | ||||
| 58,179 | 40,519 | -58,00 | -39,00 | 0,178799 | 1,517849 | 0,178799 | 1,517849 | ||||
| 55,207 | 33,354 | -55,00 | -33,00 | 0,206596 | 0,353693 | 0,206596 | 0,353693 | ||||
| 153,908 | 87,617 | -153,78 | -80,64 | 0,119795 | 6,969907 | 0,119795 | 6,969907 | ||||
| 111,971 | 65,646 | -111,88 | -60,94 | 0,086669 | 4,704907 | 0,086669 | 4,704907 | ||||
| 111,296 | 81,195 | -110,15 | -76,16 | 1,146357 | 5,029933 | 1,146357 | 5,029933 |
Таблица5.4.
Результаты расчета по узлам.
| i | U(i) | d(i) | Ген. P(i) | Ген. Q(i) | Нагр. P(i) | Нагр. Q(i) | Pш(i) | Qш(i) | небал P(i) | небал Q(i) |
| 230,3926 | -2,92058 | 0,000141 | 0,000388 | |||||||
| 229,7909 | -2,38693 | 0,000349 | 0,001515 | |||||||
| 233,8496 | -2,15436 | 0,000407 | 0,00114 | |||||||
| 235,186 | -1,97938 | 0,000399 | 0,000976 | |||||||
| 228,6297 | -3,25549 | 0,00297 | 0,009332 | |||||||
| 233,2223 | -1,44962 | 0,000322 | 0,000761 | |||||||
| 265,2049 | 168,8129 |
Выбор номинальных напряжений сооружаемых ЛЭП
Номинальные напряжения электрических сетей в России установлены действующим стандартом (ГОСТ721-77) и для вновь проектируемых электрических сетей составляют следующий ряд: 6, 10, 20, 35, 110,220,330, 500, 750 и 1150кВ.
Приближенную оценку применения экономически целесообразных номинальных напряжений воздушных ЛЭП производим по эмпирической формуле Г.А. Илларионова :
где Р - в мегаваттах (МВт) на одну цепь, l - в километрах (км).
Предварительно определяем приближённое потокораспределение мощностей по сооружаемым ЛЭП для максимальных нагрузок новых подстанций.
Схема№1 
кВ;
Аналогично для остальных линий.
Таблица 6.1.
Номинальное напряжение линий в варианте№1
| Участки линии | L,км | P,МВт | U,кВ | Uном,кВ |
| А-3 | ||||
| В-1 | 17,644 | |||
| В-2 | 48,356 | |||
| 1-2 | 9,644 |
Схема№2
Таблица 6.2.
Номинальное напряжение линий в варианте№2
| Участки линии | L,км | P,МВт | U,кВ | Uном,кВ |
| А-3 | ||||
| В-1 | ||||
| В-2 | ||||
| А-1 |