Проектирование электрических сетей. Проектирование электрических сетей и электроснабжения

12.05.2019 Освещение

Подготовка существующей модели сети. Анализ существующей схемы сети начинается с анализа существующих однолинейных схем ее построения. Как показывает практика, существующие однолинейные схемы, предоставляемые проектировщикам для разработки схем, это, как правило, чертежи, выполненные на бумаге с применением программ AutoCAD , MS Visio или даже Corel Draw . При вычерчивании схем с применением программных средств обычно не используются объектные возможности AutoCAD или Visio , чертеж — это только рисунок, выполненный с использованием соответствующего графического редактора (рис. 1), и информативность такой схемы не выше, чем схемы, представленной на бумаге.

. Рис. 1. Пример исходного графического изображения схемы (схема как чертеж)"})" title="Рис. 1. Пример исходного графического изображения схемы (схема как чертеж)">

Анализ такой схемы и ее подготовка к выполнению электрических расчетов требуют значительных трудозатрат и времени.

Компьютерный анализ сети позволил бы автоматизировать и сократить сроки разработки схем. Для этого необходима компьютерная модель электрической сети.

Для создания компьютерной модели программный комплекс предоставляет возможность оцифровки изображения схемы сети по следующему алгоритму:

Изображение схемы (фото или результат сканирования в форматах *.jpeg или *.bmp) подкладывается на поле схемы в качестве подложки.
Масштаб и точка начала рисования схемы согласуются для модели и рисунка.
Выполняется рисование модели по подложке с использованием инструмента Калька.

В процессе оцифровки происходит не просто перерисовка схемы, а буквально сборка модели из объектов, при этом параметры схемы замещения элементов сети рассчитываются автоматически. Затраты на отладку такой модели минимальны, практически сразу после определения нагрузок можно получить расчет установившегося режима сети. Следует отметить, что после привязки и согласования масштабов подложка оказывается привязанной к схеме. Она масштабируется и перемещается вместе со схемой. Более того, если за один прием нарисовать всю модель не удастся, то при ее последующей загрузке подложка загрузится автоматически и сразу же будет правильно привязана к схеме. Процедура привязки подложки к схеме проста: при нажатой клавише Ctrl схема масштабируется и перемещается, а подложка остается на месте. При отпущенной кнопке подложка и схема масштабируются и перемещаются синхронно.

Схема, нарисованная по подложке или без подложки, имеет вид как на рис. 2−3.

Схема состоит из объектов: линий, трансформаторов, реакторов, выключателей, трансформаторных подстанций и т.п. Трансформаторная подстанция (ТП) в программе имеет два значения. Первое — элементарное. ТП — это объект, включающий трансформатор с нагрузкой. На схеме ТП — это ветвь-лист, связанная с одним узлом. ТП в перспективе будет раскрываться схемой сети низкого напряжения (НН).

Еще есть понятие и сущность — «подстанция» (ПС) и «электростанция» (ЭС). Подстанция или электростанция — это суперобъект (сложный объект, состоящий из элементарных объектов), включающий в себя на схеме множество связанных элементов, отделенных от остальной схемы протяженными объектами, то есть линиями. Класс подстанции определяется наличием генерирующих мощностей. Если среди связанных объектов имеется хотя бы один генератор или узел с генерацией, то это электростанция, если такового нет, то это подстанция. Для суперобъекта предусмотрено собственное обозначение. Суперобъект может быть выделен на схеме рамкой, сверху или снизу от которой будет обозначение суперобъекта. При определении экономических показателей суперобъект может рассматриваться как единое целое и иметь собственные экономические показатели. Совокупность взаимосвязанных коммутационных аппаратов — это тоже суперобъект: распределительное устройство (РУ). Суперобъект РУ является частью суперобъекта «Подстанция». Одна подстанция может иметь несколько РУ. РУ может иметь собственные экономические и надежностные характеристики. Если рассматривать сети мощностью 6−10 кВ, то две ТП, соединенные коммутационным аппаратом, — это двухтрансформаторная ПС. РУ такой подстанции может состоять из одного коммутационного аппарата. Одна ТП, подключенная к кабелю или ВЛ, — это однотрансформаторная ПС без РУ или с РУ, состоящим из одного выключателя нагрузки. Таким образом, в модели есть небольшой конфликт терминологии. В реальности ТП — это частный случай ПС; в программе ПС — это суперобъект, который может включать и ТП. При этом ТП — это трансформатор с нагрузкой, элементарный объект модели, который применяется главным образом для сетей с номинальным напряжением 6−10 кВ. ПС может быть с трансформаторами или без них, а ТП внутри ПС — это объекты, равноценные трансформаторам.

Определение нагрузок по данным замеров. Как правило, в энергоснабжающих организациях имеются данные о максимальных нагрузках каждой трансформаторной подстанции (ТП), питающейся по фидерам мощностью 6−10 кВ от центра питания (ЦП). Однако этих данных недостаточно для выполнения электрических расчетов сетей, проводимых для определения максимальной нагрузки сети в зимний и летний максимумы нагрузок энергосистемы. Для этого необходима информация о нагрузках каждой ТП в час максимума энергосистемы, то есть требуются суточные графики нагрузок по каждой ТП, которые, конечно, отсутствуют в энергоснабжающих организациях.

Поэтому основной информацией для расчета сетей являются данные о максимальных нагрузках фидеров на шинах 6−10 кВ ЦП. В ячейке фидера на ЦП установлен комплекс измерительных приборов, который может контролировать отпуск энергии, ток, напряжение на шинах центра питания, мощность, потребляемую фидером. Таким образом, на головном участке фидера имеется достоверная информация о его нагрузке в целом.

В этом случае Режим позволит оценить нагрузку каждой ТП, подключенной к одному фидеру, исходя из отчетных данных о максимальной (минимальной) нагрузке этого фидера на головном участке. В программном комплексе под фидером понимается часть схемы, питающаяся от одного источника — центра питания. В модели схема сети определена как сложнозамкнутая, однако городские распределительные сети работают в разомкнутом режиме. То есть коммутационные аппараты находятся в таком состоянии, что множество потребителей фидера питаются от одного центра питания, через одну ячейку отходящей линии. Можно определить основной планируемый режим, когда каждый фидер питается от своего основного центра питания, и множество послеаварийных режимов, когда питания от основной подстанции нет, а напряжение на данный фидер или его часть подается от другого фидера через коммутационный аппарат, включающий перемычку.

Для определения фидеров в программе следует определить множество фидеров. В программе фидер — это особая сущность. Она связана с ветвью, которая является головным участком фидера. Эта сущность определяет наименование фидера, его цвет на схеме (см. рис. 3), а также характеристики режима фидера, такие как график отпуска мощности в фидер, величина замера отпуска мощности и энергии, замеры тока и др. Выделение схемы фидера из общей схемы происходит на основе анализа топологии. При переключениях коммутационных аппаратов конфигурация фидера меняется. В послеаварийных режимах нагрузки одного фидера могут получать питание от смежных фидеров через коммутационные аппараты, включающие перемычки, в том числе и от других центров питания.

При определении нагрузок ТП по отпуску в фидер для ТП в качестве условных нагрузок можно ввести оценочные значения коэффициентов загрузки трансформаторов или оценочные значения мощностей. Мощность, отпущенную в фидер, программа распределит между ТП данного фидера с учетом потерь мощности и пропорционально заданным (оценочным) нагрузкам. Нагрузки фидеров, полученные таким образом, можно принять за нагрузки существующего режима на момент начала проектирования.

Определение периодов развития сети. На следующем этапе требуется проанализировать работу существующей сети при естественном росте нагрузок и присоединении новых потребителей. Для анализа режима во времени необходимо задать расчетные периоды. Так, модель и нагрузки подстанций, которые определены, соответствуют существующему состоянию, то есть периоду с номером 0. Далее в процессе развития схемы сети можно выделить несколько периодов. Например, первый период (рабочий) соответствует росту нагрузок и развитию сети в ближайшие пять лет, а второй (перспективный) — в следующие пять лет. Таким образом, если нулевой период соответствует 2014 году, то конец первого периода — 2019 год, а конец второго периода — 2024 год. Для ввода информации о периодах в программе предусмотрена специальная таблица (рис. 4).

В этой таблице номера периодов назначаются автоматически в порядке возрастания. Для каждого периода предусмотрено название, номер года и цвет. Номер года может быть отображен в отчете и используется для определения числа лет в периоде. Для каждого периода может быть предусмотрен особый цвет для элементов схемы, которые появились в соответствующий период или были демонтированы. Нулевой период присутствует всегда. К нему относятся все существующие элементы и заданная нагрузка. Всего в программе предусмотрена возможность рассмотрения до 15 периодов развития (номера от 1 до 15) с продолжительностью каждого не менее одного года.

Естественный рост нагрузок задается трендом, то есть коэффициентом роста нагрузки на конец каждого периода. Коэффициент роста нагрузки — это отношение нагрузки в конце периода к нагрузке нулевого периода. Естественно, для нулевого периода коэффициент роста равен 1 и другое значение не имеет смысла, поэтому в программе его и нельзя задать или изменить. Каждая нагрузка или ТП может иметь собственный тренд развития. Коэффициенты роста задаются для каждой нагрузки, для каждого ТП в таблице, приведенной на рис. 5.

Рис. 5. Таблица описания трендов изменения нагрузки по периодам"})" title="Рис. 5. Таблица описания трендов изменения нагрузки по периодам">

Ввод трендов нагрузок для каждой ТП возможен и не очень трудоемок, но решение этой задачи может быть существенно ускорено, если задать тренды для множества нагрузок фидера, района или даже всей схемы. В настоящее время имеется возможность изменения трендов нагрузок для группы фидеров (например, сразу для всех фидеров) (рис. 6).

После того как заданы тренды, можно проводить анализ существующей сети по степени загруженности ее элементов, а также по потерям напряжения для нормальных и послеаварийных режимов.

Определение послеаварийных режимов. Для городской сети множество послеаварийных режимов определяется состоянием коммутационных аппаратов. Последние во включенном состоянии на головном участке фидера определяют основной режим этого фидера. Но если на головном участке аппарат отключен, то питание нагрузок данного фидера может осуществляться от соседних фидеров через включенные перемычки. Такие режимы можно рассматривать как послеаварийные. В развитой городской сети число вариантов послеаварийных режимов может быть очень большим. По этой причине поиск и определение послеаварийных режимов нуждаются в автоматизации.

Для описания режимов предусмотрены специальные сущности: «Режим» и «Действие», определяющее этот режим. Последний имеет следующие атрибуты:

наименование;
происхождение — режим может происходить из базового или из текущего режима, полученного после изменений предыдущего режима;
обозначение фидера, относительно которого рассматривается данный режим (если режим не связан ни с каким фидером, то это поле пустое).

Действия, определяющие режим, — это включения и отключения определенных элементов сети (например, коммутационных аппаратов) или возможные изменения нагрузок. Пример описания множества режимов, а также таблица действий, определяющих режим, приведены на рис. 7.

Рис. 7. Таблица для определения перечня режимов и раскрытая таблица действий, определяющих выбранный режим"})" title="Рис. 7. Таблица для определения перечня режимов и раскрытая таблица действий, определяющих выбранный режим">

Для документирования описаний режимов с соответствующими действиями предусмотрен вариант совместной развернутой таблицы режимов-действий (рис. 8).

. Рис. 8. Развернутая таблица режимов с описанием действий для получения каждого режима"})" title="Рис. 8. Развернутая таблица режимов с описанием действий для получения каждого режима">

Результаты анализа режимов по всем фидерам и по всем периодам с учетом естественного роста нагрузок, определенного заданными трендами, приведены на рис. 9, а сводная таблица, в которой выполнен анализ множества послеаварийных режимов для всех фидеров по всем периодам, показана на рис. 10. Из таблиц на рис. 9−10 можно сделать заключение о схеме с учетом естественного роста нагрузок по величине перетоков мощности на головных участках и величины наибольшей потери напряжения, а также о величине потерь мощности для совокупности режимов всех фидеров по всем рассматриваемым режимам. Анализ этих таблиц позволяет проектировщику принять решения о необходимом развитии сети.

. Рис. 9. Результаты анализа нормального режима фидеров с учетом естественного роста нагрузок"})" title="Рис. 9. Результаты анализа нормального режима фидеров с учетом естественного роста нагрузок">

. Рис. 10. Результаты анализа совокупности послеаварийных режимов фидеров с учетом естественного роста нагрузок"})" title="Рис. 10. Результаты анализа совокупности послеаварийных режимов фидеров с учетом естественного роста нагрузок">

Следующим этапом проектирования является внесение изменений в схему сети, которые устранят проблемы существующей схемы, а также добавление новых нагрузок, которые должны быть обеспечены электроснабжением в соответствии с техническим заданием. Решение этой задачи плохо поддается формализации, поэтому решения по развитию сети проектировщик просто наносит на существующую модель. При этом он указывает статусы элементов сети и номер периода, когда соответствующие изменения можно считать актуальными. Изменения схемы могут быть связаны с демонтажем отдельного существующего оборудования, созданием новых элементов и реконструкцией существующих. Все элементы существующей схемы имеют статус «Существующий». Для новых элементов проектировщик указывает статус «Новый», а для элементов, подлежащих демонтажу, — «Демонтируемый». Реконструкция сети может состоять в демонтаже существующих элементов и сооружении вместо них новых. Однако обычно это не соответствует действительности. Чаще всего реконструкция объектов состоит не в полном демонтаже существующего объекта и сооружении вместо него нового, а в изменении существующего объекта, то есть его реконструкции. Работы, связанные с реконструкцией, могут иметь разные степени глубины. Так, например, для реконструкции воздушной линии (ВЛ) возможны следующие варианты:

замена проводов на существующих опорах (нагрузка возросла настолько, что необходимо существенно увеличить сечение проводов, при этом нет необходимости заменять опоры);
замена проводов и отдельных опор из-за нарушения габаритов в связи с применением более тяжелого провода и износа или повреждения в процессе эксплуатации;
замена проводов и всех опор с сохранением конфигурации и установкой опор на тех же местах.

Все перечисленные варианты предполагают реконструкцию существующего элемента. С точки зрения описания никак нельзя говорить о демонтаже существующей линии и сооружении новой. Линия осталась прежней, просто она подлежит реконструкции, но разной глубины. В программе на этот случай предусмотрены специальные статусы реконструкции, такие как «Замена», «Восстановление», «Полное восстановление». Аналогично можно рассмотреть изменения для трансформаторной подстанции. Так, можно предусмотреть только замену трансформатора и вводных коммутационных аппаратов. При этом можно полностью заменить распределительное устройство при сохранении строительной части, а можно просто полностью демонтировать существующую ПС и на ее месте построить новую с тем же диспетчерским обозначением, сохранив при этом все отходящие линии.

С точки зрения расчетной модели, в любом случае речь будет идти о замене провода одной марки и сечения на провод другой марки и другого сечения или, соответственно, замене трансформатора одной марки-модели на трансформатор другой марки-модели. Для расчета режима или ТКЗ эти вариации несущественны, но разная глубина реконструкции предполагает значительные различия в затратах. В программе предусмотрена возможность создания пользовательских статусов, связанных с глубиной реконструкции, которые с точки зрения расчета будут обозначаться как «Замена» (в периодах до изменения статуса одна марка, а после изменения статуса — другая), но для которых можно предусмотреть существенную разницу в затратах.

При анализе существующей схемы (рис. 9−10) программа включает в расчетную модель только существующие на нулевой период элементы, марки и модели объектов, принимает существующие нагрузки и учитывает только те их изменения, которые определены трендами. При анализе модели с учетом реконструкции в ней учитываются все изменения, предусмотренные на соответствующий период. В отдельные периоды могут появляться новые фидеры. Их режимы будут определяться с учетом изменений схемы. Табличные формы с результатами расчетов на рис. 11−12 повторяют формы на рис. 9−10, однако в них отсутствует информация о нулевом периоде.

Рис. 11. Результаты анализа нормального режима фидеров с учетом развития района и реконструкции сети"})" title="Рис. 11. Результаты анализа нормального режима фидеров с учетом развития района и реконструкции сети">

Рис. 12. Результаты анализа множества послеаварийных режимов фидеров с учетом развития района и реконструкции сети"})" title="Рис. 12. Результаты анализа множества послеаварийных режимов фидеров с учетом развития района и реконструкции сети">

Отчеты о предполагаемых изменениях. Отчеты о предполагаемых изменениях и реконструкциях в рассматриваемой сети представлены в виде двух таблиц: «Таблица изменений состояний ТП» (рис. 13) и «Таблица изменений состояний линий».

. Рис. 13. Отчет о состояниях ТП по периодам. Подведены итоги по центрам питания"})" title="Рис. 13. Отчет о состояниях ТП по периодам. Подведены итоги по центрам питания">

Информация-отчет об изменении состояний трансформаторных подстанций. Информация-отчет по состояниям линий представлена в таблице на рис. 14. В отчете перечислены все фидеры, сгруппированные по центрам питания. Для них указаны все участки, подлежащие реконструкции или сооружению.

В подвале таблицы содержится итоговая информация по проекту (рис. 15). Фидеры, которые не нуждаются в реконструкции, в списке указаны, но для них не приведено никаких изменений.

Расчет укрупненных показателей стоимости. В результате такого проектирования получена полная модель сети, в которой обеспечивается возможность технически правильного режима во всех состояниях. Ни один элемент не перегружен, обеспечены приемлемые значения потерь напряжения и мощности по всем фидерам, имеют место допустимые уровни токов короткого замыкания, оборудование выдержит и термическое и электродинамическое действие токов КЗ при его отключении основными или резервными защитами. Обеспечены правильные уровни напряжения. То есть новый вариант сети соответствует ТЗ и всем требованиям нормативных документов. Остается произвести оценку по укрупненным показателям стоимости. Для этого в модели сети предусмотрен справочник укрупненных показателей стоимости оборудования. Укрупненные показатели стоимости можно добавлять в модель только при условии, что выбран вид расчета «ТЭР» (технико-экономический расчет). Справочник укрупненных показателей стоимости содержит следующие разделы:

стоимости сооружения и реконструкции подстанций;
стоимости сооружения и реконструкции распределительных устройств;
стоимости установки и замены трансформаторов подстанций;
стоимости сооружения и реконструкции воздушных линий электропередачи;
стоимости сооружения и реконструкции кабельных линий электропередачи;
стоимости установки оборудования, кроме РУ и трансформаторов, на подстанции или электростанции;
настроечная таблица общих параметров при ТЭР.

Перечисленные таблицы располагаются в справочной части модели проекта, но по своей природе эти данные являются исходными данными по проекту, они содержат правила определения стоимости элементов сети. С одной стороны, от проекта к проекту эти данные могут изменяться принципиально, а с другой — они не предполагают ввода большого объема информации. Более того, все принятые значения подлежат детальному анализу до выполнения расчета по модели. Все таблицы справочника укрупненных показателей стоимости определяются для диапазонов параметров оборудования.

Выбор вида укрупненных показателей стоимости производится в списке (рис. 16).

Таблица для оценки укрупненных стоимостей подстанций и электростанций приведена на рис. 17. Как уже сказано, подстанция или электростанция — это суперобъект, включающий в себя на схеме множество связанных элементов, отделенных от остальной схемы протяженными объектами, то есть линиями. Его стоимость определяется наивысшим номинальным напряжением и видом станции (подстанция или электростанция), числом присоединений линий, числом трансформаторов и т.п. Вид подстанции определяет ее конструктивное исполнение и функциональные особенности. Так, подстанции могут быть выполнены как КТП, ЗТП, РП, ЗРП и др., а электростанции — как АЭС, КЭС, ГЭС, ДЭС (дизельные) и пр. ПС и ЭС могут отличаться суммарной установленной мощностью трансформаторов, их числом, а также числом отходящих линий. Стоимость ПС и ЭС может определяться как единое целое для суперобъекта (совокупности объектов), учитывать или не учитывать РУ и стоимость трансформаторов, а также применяться к реконструкции разной степени глубины: от сооружения «новой» до каких-либо замен.

. Рис. 17. Таблица укрупненных показателей стоимости подстанций или электростанций"})" title="Рис. 17. Таблица укрупненных показателей стоимости подстанций или электростанций">

В таблице, представленной на рис. 17, стоимость определяется по совокупности (по сочетанию) остальных параметров. Принятый состав исходных параметров не противоречит принципу определения укрупненных показателей стоимости ПС в . При этом он допускает гибкое применение. Так, для ПС на 6 или 10 кВ ее стоимость может не зависеть от числа подходящих линий и определяться для ПС в целом. А для ПС 110 кВ в этой же модели стоимость может определяться без учета трансформаторов (но с учетом их мощности) и РУ в предположении, что стоимости трансформаторов и РУ учтены отдельно. Если все параметры для разных стоимостей одинаковы, а диапазоны мощности разные, то эти диапазоны не должны пересекаться. Так как ряд мощностей трансформаторов дискретен и известен, обойти такое ограничение несложно. Вводимые данные программа проверяет на неоднозначность.

Таблица стоимостей трансформаторов приведена на рис. 18. Трансформаторы рассматриваются в составе ПС как ее часть. Но в некоторых случаях удобно разложить ПС на следующие составляющие: постоянная часть затрат на ПС, стоимость трансформаторов и РУ. Выбор стоимости трансформатора производится по диапазону мощностей и классу напряжения обмоток высшего и среднего напряжения (ВН и СН). Если среднего напряжения нет, то в графе СН ставится 0 или прочерк. Также стоимость трансформатора может зависеть от вида реконструкции. Одно дело, если трансформатор, который устанавливается, на одну ступень мощности больше заменяемого, и совсем другое, если трансформатора раньше не было. Если данные для ПС включают в себя стоимость трансформатора, то таблица стоимостей трансформаторов может оставаться пустой.

Таблица стоимостей РУ показана на рис. 19.

Рис. 19. Таблица стоимостей распределительных устройств подстанций"})" title="Рис. 19. Таблица стоимостей распределительных устройств подстанций">

Стоимость РУ зависит от его вида, например, определенного по классификации «Энергосетьпроекта», приведенной в . Стоимость также зависит от класса напряжения и числа присоединений. Конечно, стоимость будет определяться и по виду реконструкции. Кроме того, стоимость РУ может определяться в целом или также как стоимость одной ячейки, умноженная на число ячеек, которое в программе определяется для РУ по схеме. Здесь можно отметить следующее:

результатом является только стоимость, остальные параметры — условия применения стоимости;
данные о стоимости РУ могут и не заполняться, если они включены в заданную стоимость ПС.

Описание стоимостей для воздушных линий приведено на рис. 20.

Рис. 20. Таблица стоимостей ВЛ"})" title="Рис. 20. Таблица стоимостей ВЛ">

В таблице перечислены параметры, на основе которых определяется погонная стоимость ВЛ. Стоимость ВЛ будет определяться для каждого конструктивного участка и затем суммироваться для ВЛ в целом. Аналогичная таблица предусмотрена для кабелей.

Под прочим оборудованием понимается оборудование, которое отражено в модели и должно быть учтено в стоимости ПС или ЭС каждой единицей. Например, генераторы, синхронные компенсаторы, шунтирующие реакторы и т.п.

Рис. 21. Таблица стоимостей прочего оборудования"})" title="Рис. 21. Таблица стоимостей прочего оборудования">

Таблица для прочего оборудования. Для учета стоимости прочего оборудования предлагается таблица, приведенная на рис. 21. Прочее оборудование может быть учтено в стоимости подстанции или не учтено вообще. Стоимость оборудования может не учитываться, она может быть включена в стоимость ПС. Тогда подобное оборудование не следует включать в эту таблицу — в таком случае ее можно оставить пустой.

Определение объемов работ на основе укрупненных показателей стоимости. На основе приведенного описания правил по модели формируется таблица объемов работ, связанных с реконструкцией сети (рис. 22).

. Рис. 22. Таблица объемов работ"})" title="Рис. 22. Таблица объемов работ">

В приведенной таблице видно, что для некоторых работ не указана удельная стоимость. Это означает, что для соответствующих условий не определено правило определения стоимости. Проблема решается добавлением необходимого правила. Объемы работ определены по районам сети.

Все отчетные таблицы, приведенные в этой статье, могут быть преобразованы в документы формата MS Word на основе заранее заготовленных шаблонов и представлены как готовые проектные документы для передачи заказчику с целью обоснования принятых решений.

Заключение

Применение программного продукта EnergyCS Pro в отделе перспективного развития электрических сетей очень эффективно, ведет к существенному снижению трудозатрат и уменьшению вероятности ошибок проектирования. В этой статье не освещен вопрос проверки оборудования по стойкости токам короткого замыкания. Но выполнить такую проверку несложно, так как программа позволяет получать токи КЗ для проверки стойкости по термическому и динамическому действию для любой точки схемы.

В качестве пожелания хотелось бы отметить необходимость следующего развития функциональности комплекса в части автоматизации:

проверки оборудования по стойкости токам КЗ и допустимым токам;
выбора оборудования по условиям нормальных и послеаварийных режимов, а также по стойкости токам КЗ: в настоящее время имеется только проверка оборудования на перегрузку и расчет токов КЗ (ударных токов и токов для проверки термической стойкости и невозгорания);
балансирования режимов изолированных энергосистем;
решения вопросов регулирования напряжения в замкнутых сетях;
определения оптимальных точек разрыва колец;
оценки надежности схемы сети.

Также следует отметить, что при использовании EnergyCS Pro результатом работы проектировщика является не просто комплект проектной документации, а компьютерная модель, которая может быть передана заказчику в качестве отдельного продукта, предназначенного для решения задач эксплуатации электрической сети.

Литература

Справочник по проектированию электрических сетей. Под ред. Д.Л. Файбисовича. — М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2005. — 320 с.

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Размещено на http://www.allbest.ru/

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

Федеральное государственное автономное образовательное учреждение

высшего профессионального образования

НАЦИОНАЛЬНЫЙ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ

ТОМСКИЙ ПОЛИТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ

Факультет - Электроэнергетический институт

Направление - Электроэнергетика и электротехника

Кафедра - Электрические сети и электротехника

ПРОЕКТИРОВАНИЕ РАЙОННОЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ 220/110 КВ

Курсовой проект по курсу « Электроэнергетические системы и сети»

Томск - 2014

1. Расположение потребителей и источника питания на координатной плоскости, масштаб 15 км/см

Радиальная сеть

Кольцевая сеть

2. Характеристики потребителей электроэнергии и источника питания

Наименование		Потребители

Активная мощность в режиме максимальных нагрузок, МВт
Активная мощность в режиме минимальных нагрузок, %
Коэффициент мощности

Дата выдачи задания__________________________________________

Дата сдачи готового проекта____________________________________

Руководитель проекта_________________________________________

Задание к выполнению принял __________________________________

Студент группы______________________________________(Подпись)

Введение

РАЗДЕЛ 1. РАЗРАБОТКА ТОПОЛОГИЧЕСКОЙ СТРУКТУРЫ СХЕМЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ

1.3. Предварительные расчеты

1.4. Предварительный расчет потоков мощности

1.5. Выбор номинального напряжения

1.5.1 Выбор номинальных напряжений для кольцевой сети

1.6 Выбор сечения проводов

1.8 Определение сопротивлений и проводимостей линий электропередачи

РАЗДЕЛ 2. ТОЧНЫЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ РЕЖИМОВ

1. Составление полных схем электрических соединений

1.1 Составление сводной сметной стоимости строительства

1.2 Технико-экономическое расчет

1.3 Анализ технико-экономических показателей

Заключение

Литература

Приложение 1

Приложение 2

Приложение 3

Приложение 4

Приложение 5

Введение

Энергосистема - совокупность электростанций, электрических и тепловых сетей, соединенных между собой и связанных общностью режима в непрерывном процессе производства, преобразования и распределения электрической энергии и теплоты при общем управлении этим режимом. Совокупность электрического оборудования объектов энергосистемы представляет собой ее электрическую часть.

Электрической сетью называется совокупность электроустановок для передачи и распределения электрической энергии, состоящая из трансформаторного оборудования подстанций, их распределительных устройств, воздушных и кабельных линий электропередачи, работающих на определенной территории. Таким образом, электрическая сеть как элемент электроэнергетической системы обеспечивает возможность выдачи мощности электростанций, её передачу на расстояние, преобразование параметров электроэнергии на подстанциях и ее распределение по некоторой территории вплоть до непосредственных электроприемников.

С точки зрения конфигурации различают разомкнутые и замкнутые сети. К разомкнутым относятся сети, образованные радиальными или радиально-магистральными линиями, осуществляющие электроснабжение потребителей от одного источника питания, причем каждый потребитель получает питание с одного направления. К числу замкнутых относятся сети, которые обеспечивают питание потребителей не менее чем с двух сторон. Наиболее простой формой замкнутой сети является одноконтурная (кольцевая) сеть.

В данном проекте будут рассчитаны оба варианта выполнения сети. Выбор той или иной конфигурации определяется техническими и экономическими критериями.

Поскольку проект предусматривает потребителей I и II категории, поэтому радиальная сеть будет полностью выполнена двухцепными линиями электропередачи. Так как при повреждении линии, особенно в ее начале, прекращается электроснабжение всех потребителей, присоединенных к ней. К достоинствам можно отнести то, что при сооружении радиальных сетей требуется наименьший расход средств и материалов.

Кольцевые сети имеют повышенную надежность электроснабжения потребителей, меньшие потери мощности, к недостаткам - сложность эксплуатации, удорожание за счет дополнительных линий.

Раздел 1. РАЗРАБОТКА ТОПОЛОГИЧЕСКОЙ СТРУКТУРЫ СХЕМЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ

1.1 Формирование исходных данных

Таблица 1- Сводная таблица исходных данных по варианту КРИДК

Варианты					Система и режим (К)









Масштаб, км/см

1.2 Построение вариантов схемы электрической сети

При построение схем необходимо придерживаться следующих правил:

1) При разработке возможных вариантов схемы необходимо разделить всех потребителей на категории по надежности электроснабжения.

2) В качестве критерия для выбора оптимального варианта схемы служит минимум затрат на ее сооружение и эксплуатацию. Величина затрат зависит в том числе от количества и протяженности ЛЭП.

3) В качестве узловой ПС лучше выбрать подстанцию с наибольшей нагрузкой.

На рисунке 1 изображен вариант радиальной электрической сети.

Рис.1. Вариант электрической сети радиальной конфигурации

Анализ полученного варианта:

– коэффициент Kk, % для всех ПС больше нуля, это означает, что ЭП либо первой либо второй категорий, поэтому все ЛЭП выполнены в двухцепном исполнении;

– следуя третьему правилу построения схемы, в качестве узловой ПС следовало бы выбрать ПС № 1 (70 МВт), но ЛЭП 0-1 оказалась бы длинней, чем ЛЭП 0-3, а это значит, что затраты на её сооружение были бы гораздо больше, поэтому в качестве узловой следует оставить ПС № 3.

На рисунке 2 изображен вариант электрической сети замкнутой конфигурации.

Рис. 2. Вариант электрической сети замкнутой конфигурации

На рисунке 2 подстанции № 1, 2, 3 и 4 соединены в кольцо одноцепными ЛЭП, что не нарушает требований надежности и бесперебойности электроснабжения ЭП первой и второй категорий, так как при отключении одного из головных участков кольца (3-2 или 3-4), электроснабжение ПС будет осуществляться по оставшемуся в работе участку. ЛЭП, идущая от узла, обозначенного как РЭС до узловой ПС № 3 остается в двухцепном исполнении.

1.3 Предварительные расчеты

Определение длин всех участков:

Длину любой ЛЭП li-j можно определить путем умножения расстояния между соответствующими подстанциями aij на масштаб m, приведенный в таблице 1:

Все вычисления по длинам ЛЭП сводятся в таблицу 2.

Таблица 2-Длины ЛЭП

Для проведения дальнейших расчетов требуется определить значения полной мощности и реактивной мощности

тогда комплексное значение полной мощности можно представить в виде

Результаты расчетов мощностей для всех ПС сведены в таблицу 3.

Таблица 3-Мощности подстанций в режиме максимальных нагрузок

1.4 Предварительный расчет потоков мощности

Рассмотрим расчет потоков мощностей отдельно для каждой схемы.

Для радиальной схемы (рисунок 1) потоки мощностей S3-1, S3-1, S3-4 равны мощностям нагрузок ПС Smax3, Smax1, Smax4 соответственно, а поток мощности, идущий от шин РЭС до узловой ПС № 3-S0-3, равен согласно первому закону Кирхгофа сумме мощностей нагрузок, то есть можно записать:

S0-3=Smax1+Smax2+Smax3+Smax4=

70+20+26+10+j(50,679+15,522+18,148+8,023)=126+j92,572 ,МВА

Результаты подсчета сведены в таблицу 4.

Таблица 4-Потоки мощности для радиальной сети

Участок потока мощности	Значение, МВА

На рисунке 2 представлена кольцевая сеть. Головные участки сети 3-2 и 3-4 подключены к узловой ПС№ 3. Предварительное потокораспределение в кольце рассчитаем по правилу моментов. Считая сеть однородной

x0/r0=const, при расчете вместо сопротивлений используем длины линий для определения потоков мощности. Результаты подсчета приведены в табл.5

Проверка правильности расчетов (баланс мощностей) рассчитывается как:

S3-2 + S3-4= Smax1 + Smax2 + Smax4;

53,57 + j39,79 + 46,43 + j34,43 = 70 + j50,68+ 20 + j15,52 + 10 + j8,02;

100 + j74,2= 100 + j74,2 , МВА

Проверка выполняется, таким образом, потоки мощности на головных участках найдены верно.

После определения мощностей, протекающих по головным участкам электрической сети, можно найти мощности на внутренних участках, используя первый закон Кирхгофа:

Узел 1 - предварительно является точкой потокораздела

Баланс мощностей в точке потокораздела:

Таблица5-Потоки мощности для замкнутой сети

Участок потока мощности

1.5 Выбор номинального напряжения

Номинальные напряжения сети выбираются в зависимости от передаваемой мощности и дальности передачи.

Для определения номинальных напряжений на всех участках электрической сети воспользуемся формулой Илларионова :

где l - длина линии, км;

Р - передаваемая активная мощность, МВт.

1.5.1 Выбор номинальных напряжений для кольцевой сети

Головные и внутренние участки кольцевой сети принимаем равным напр яжению 220 кВ. Результаты расчета радиальной и кольцевой сети сведены в таблицу 6.

Таблица 6-Значения напряжений для схем


Кольцевая




Радиальная

1.6 Выбор сечения проводов

Сечение проводов ЛЭП, согласно , выбираем по экономической плотности тока. Расчетный ток определяется по формуле:

где - коэффициент, учитывающий изменение нагрузки по годам эксплуатации, для ЛЭП 110-220 кВ ;

Коэффициент, учитывающий число часов использования максимальной нагрузки линии Тmax и коэффициент ее попадания в максимум энергосистемы kM.

Ток в линии на пятый год ее эксплуатации в нормальном режиме, определяется по формуле:

Экономическому сечение проводов проектируемой ВЛ:

где - экономическая плотность тока, определяется по таблице 1.3.36 .

Полученное в расчете сечение округляется до ближайшего стандартного.

Результаты расчета приведены в таблице 7.

Таблица 7-Сводная таблица выбранных проводов ВЛ

Участок сети

Радиальная

1.7 Проверка сечений по техническим ограничениям

Сечения проводов, выбранных по экономической плотности тока, проверяются на соответствие ряду технических требований . Окончательный выбор сечения можно сделать только после проверки выполнения этих требований.

Проверка по допустимой токовой нагрузке (по нагреву).

Например, сечение провода, выбранное по экономическому критерию должно быть проверено по условию

где - допустимый длительный ток для проводника, определяемый согласно для выбранного сечения;

Наибольшее значение тока в длительных режимах, под которыми обычно подразумеваются послеаварийные и ремонтные режимы электрической сети. Для радиальной принимается режим отключения одной цепи. Для кольцевой сети за такой режим принимается отключение одного из головных участков. Согласно рисунку 3 определяется ток при поочередном отключении головных участков.

Рис.3.Проверка сечений по нагреву при отключении головных участков 3-4(а) и 3- 2 (б)

Отключение участка 3 - 4 (рис.3а)

Проверка соблюдается.

Отключение участка 3 - 2 (рис.3б)

Проверка соблюдается.

Результаты расчета сводятся в таблицу 8.

Таблица 8-Результаты проверки проводов по техническим ограничениям

Вид схемы	Участок сети	Провод по	Проверка на:	Принятый к установке провод
				Нагрев, А

Кольцевая




Радиальная

1.8 Определение сопротивлений и проводимостей линий электроп ередачи

Расчет проводится согласно данным таблиц 3.8 и 3.9 . Рассчитанные значения, представленные в таблице 9.

Пример расчета для участка 0 - 3:

Таблица 9. Расчетные данные установленных проводов

Марка провода

Кольцевая

Радиальная

1.9 Выбор трансформаторов на подстанциях

Для потребителей первой и второй категорий на подстанциях предусматривается установка не менее двух трансформаторов.

Мощность трансформаторов определяется по формуле:

где kI - II - коэффициент участия потребителей I и II категории, равен 1

Допустимый коэффициент перегрузки трансформаторов в аварийном случае, это зависит от того в течение которого времени он будет перегружен.

Определяется согласно : для автотрансформаторов -1,2; для трансформаторов - 1,4

n - число параллельно включенных трансформаторов

Выбор мощности автотрансформаторов на ПС 3 (радиальная схема)

Принимается автотрансформатор АТДЦТН 125000/220/110

Выбранный автотрансформатор необходимо проверить по загрузке обмоток.

Типовая мощность автотрансформатора:

Допустимый ток общей обмотки:

Допустимый ток последовательной обмотки:

где Sсн=25,32+12,82=38,137, МВА - мощность, на которую загружается обмотка СН автотрансформатора

Sвн = Sсн+ Sнн=38,137+31,71=88,731, МВА - мощность, проходящая через обмотку ВН автотрансформатора

Iобщ=41< =283, А. Условие нагрузки обмоток выполняется

Нагрузочный ток в общей обмотке

Проверка допустимости загрузки обмотки НН

SнагрНН=31,707, МВА

Режим работы АТ допустим. К установке принимается АТДЦТН 125000/220/110.

Выбор мощности трансформаторов на ПС 1 (радиальная схема)

К установке принимается трансформатор ТРДЦН 125000/220

Аналогично трансформаторы выбираются для остальных подстанций, результаты выбора трансформаторов и их характеристики представлены в таблице 10 и 11.

Таблица 10-Выбранные трансформаторы на подстанциях

Вариант схемы сети	Высшее напряжение ПС Uном ВН, кВ	Тип трансформатора
Кольцевая		ТРДЦН 63000/220
		ТРДН 40000/220
		ТРДН 40000/220
		ТРДН 40000/220
Радиальная		ТРДЦН 63000/220
		ТРДН-25000/110
		АТДЦТН 125000/220/110
		ТДН 10000/110

Таблица 11-Характеристики выбранных трансформаторов

Радиальная схема

Пред. регул.

ТРДЦН-63000/220

ТРДН-25000/110

АТДЦТН-125000/220/110

ТДН-10000/110

Кольцевая схема

ТРДЦН-63000/220

ТРДНС-40000/220

1.10 Определение сопротивлений и проводимостей трансформаторов

По справочным данным трансформаторов и АТ определены их активные и реактивные проводимости:

Например, для трансформатора на ПС1 радиальной схемы:

1.11 Подготовка расчётной схемы и выполнение электрического расчёта режима максимальных нагрузок с помощью ПК RastrWin3

ПК RastrWin3 предназначен для решения задач по расчету, анализу и оптимизации установившихся режимов электрических сетей и систем.

Перед проведением расчетов c помощью ПК необходимо подготовить исходные данные по схеме и нагрузкам электрической сети в форме, понятной «RastrWin3» (Приложение 1. рис.1 и рис.2)

РАЗДЕЛ 2. ТОЧНЫЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ РЕЖИМОВ ВЫБРАННОГО ВАРИАНТА

В программном обеспечении RastrWin3 был произведен электрический расчет радиальной и кольцевой сети.

· Режим максимальных нагрузок.

· Ремонтный режим. Производится для отрегулированного режима максимальных нагрузок после отключения одной цепи ВЛ.

· Режим минимальных нагрузок. Напряжение источника питания составляет 108% от номинального напряжения сети U=237 кВ и Pmin=50%.

Расчетные данные режимов приведены в приложении 2 (табл.1; табл.3; табл.5; табл.7; табл.9; табл.11.)

Согласно , напряжение на шинах НН подстанций должно поддерживаться на 5% выше номинального напряжения электроприемников. С помощью устройств РПН было отрегулировано напряжения на шинах НН ПС до уровня регламентированного.

В ходе расчета радиальной сети, последовательно с АТ устанавливается регулировочный трансформатор ЛТДН 40000/10 с диапазоном регулирования ±10х1,5% , так как на автотрансформаторе регулирование напряжения производится на шинах СН. Результаты расчетов режимов представлены в табл.12.

Токовые загрузки всех режимов ЛЭП прошли проверку по нагреву и не превышают допустимых токов.

(Приложение 2-табл.2; табл.4; табл.6; табл.8; табл.10; табл.12)

Таблица 12. Результаты расчетов режимов.

		Коли-чество КУ,шт.	№ ответвления
Радиальная сеть
Максимальных нагрузок



Ремонтный	КСКГ-1,05-125



Минимальных нагрузок



Кольцевая сеть
Максимальных нагрузок



Ремонтный



Минимальных нагрузок

Заключение по разделу: В ходе проектирования на основе технических требований и было выбрано основное оборудование сетей: провода, трансформаторы и компенсирующие устройства. С помощью программного продукта RastrWin3 произведен электрический расчет радиальной и кольцевой сети: рассчитаны потери напряжения в сети, отрегулировано напряжение на шинах подстанций. Этот раздел создал условия для производства технико-экономического расчета и сравнения вариантов.

РАЗДЕЛ 3. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ

3. 1 Составление полных схем электрических соединений

Полные схемы электрических соединений включают схему выдачи мощности РЭС, схемы соединения линий, схемы присоединения понижающих подстанций к сети, схемы устройств низкого напряжения. Выбор схемы выдачи мощности РЭС и схем присоединения подстанций к сети выполняем с учетом принятой конфигурации варианта и категории потребителей по степени надежности. Схемы распределительных устройств и рекомендации по их применению находятся в , и .

Для узловой подстанции принята схема 12-Н для обоих вариантов. Это связано с тем, что от работы узловой подстанции зависит работа остальных подстанций, между тем схема 12-Н обладает высокой надежностью выдачи электроэнергии. Остальные подстанции в зависимости от схемы (кольцевая либо радиальная) имеют свое назначение, следовательно, и свою схему. Так для радиальной схемы эти подстанции тупиковые, а для кольцевой -проходные. Для обеспечения электроэнергией местных потребителей на подстанциях используется РУ 10(6) кВ.

Схемы электрических соединений представлены в приложении 5.

3.2 Составление сводной сметной стоимости строительства

Размер необходимых средств на капитальное строительство определяется проектно-сметной документацией.

Сметная стоимость строительства - это сумма денежных средств, определяемая сметными документами в соответствии с проектной документацией. Сметная стоимость является основой для финансирования строительства, расчетов за выполнение строительно-монтажных работ.

Сметы для строительства составляются отдельно для линий электропередач и подстанций для каждого варианта. Сводный сметный расчет для двух вариантов представлены в приложении 3 табл.13 , 14 , 15 и 16. Все таблицы составлены согласно , .

Суммарные капиталовложения для радиальной сети:

КУ=Клэп+Кпс=5692242+2839619=8531861 тыс. руб.

Суммарные капиталовложения для кольцевой сети:

КУ=Клэп+Кпс=7585429+2718908=10304337 тыс. руб

3.3 Технико-экономическое расчет

В данном курсовом проекте технико-экономический расчет производится для сравнения двух типов сетей. Для этого необходимо определить экономическую эффективность строительства электросетевого района, и исходя из этого, выбрать наиболее перспективный вариант строительства. В качестве сравнения применяются показатели: дисконтированный срок окупаемости и индекс рентабельности.

Алгоритм действий:

1. Определение сроков окончания строительства.

Строительство ПС и ЛЭП для каждой из сетей производится поочередно, следовательно, срок строительства будет суммироваться из наибольших сроков строительства ПС и ЛЭП. Согласно рекомендациям в этом случае:

ТУстр=Тстр.ВЛ+Тстр.ПС = 8+16=24 мес.

3. Расчетный период: 25 лет

4. Количество инвесторов и процентная ставка кредитования.

Строительство предполагается произвести на заемные средства от двух инвесторов под 16 и 14,76% годовых.

5. Определение количества передаваемой по линии мощности и потерь активной мощности (из расчета режима максимальных нагрузок в ПК RastrWin3):

Радиальная сеть:

Замкнутая сеть:

6. Количество передаваемой за год энергии:

7. Годовые потери электроэнергии:

Для трансформаторов:

Для линий электропередач:

Суммарные потери в радиальной сети:

Аналогично производится расчет для замкнутой сети.

Технико-экономический расчет производится согласно рекомендациям в приложении MS Office Excel.Исходные данные к расчету приведены в таблице 13.Расчеты представлены в приложении 4 табл.17 и 18. Графики сроков окупаемости представлены на рисунках 11 и 12.

Таблица 13-Исходные данные для проведения ТЭР

Показатель	I вариант	II вариант
Ставка дисконтирования, о.е.
Передаваемая электроэнергия, кВт*ч
Потери электроэнергии, кВт*ч
Норма отчислений на амортизацию, о.е.
Норма отчислений на рем. и обсл., о.е.
Тариф и стоимость потерь, руб. за кВтч
Налоговая ставка, о.е.
Доля капитальный вложений, тыс. руб./год
Срок строительства, лет
Суммарные кап. вложения, тыс. руб.

3.4 Анализ технико-экономических показателей

Экономическая эффективность оценивается по показателям:

Чистый дисконтированный доход: для радиальной сети (рис.3) приобретает положительное значение на 5 год (4 года и 4 месяца) с начала строительства: инвестор вернет вложенный капитал, но с меньшим процентом, нежели он положил бы в банк.

Для кольцевой (рис.4) - на 5-й год (4 года и 7 месяцев).

Дисконтированный срок окупаемости: определяется по графику изменения ЧДД по годам как точка пересечения графика ЧДД с осью времени:

Рис.3. График срока окупаемости радиальной сети

Рис.4. График срока окупаемости замкнутой сети

Индекс рентабельности инвестиций (доходности) определяется как

а) для радиальной сети:

б) для кольцевой:

Это означает, что оба варианта абсолютно эффективны. Сравнительный анализ приведен в таблице 14.

Таблица 14- Сравнительный анализ кольцевой и радиальной сети

Заключение по разделу 3

Из анализа технико-экономических показателей, видно, что индекс доходности для двух случаев больше единицы, это говорит о том, что обе сети являются экономически эффективными. Однако, капиталовложения в сети разной конфигурации различны. Строительство радиальной сети требует меньше затрат, нежели строительство кольцевой сети. Это связано с тем, что для первого варианта более рационально подобрана схема сети.

Заключение

В результате выполненного курсового проекта была спроектирована энергосистема 110-220 кВ, обеспечивающая электрической энергией четырех потребителей.

Для расчета были отобраны два варианта схем энергоснабжения: радиальная и кольцевая. Исходя из условий надежности электроснабжения потребителей 1 и 2 категории, для кольцевой электрической сети были выбраны одноцепные ЛЭП; для радиальной сети все линии приняты двухцепными. Принимая, что цепь является однородной, на первом этапе были рассчитаны потоки мощности на всех участках цепей с использованием правила моментов и 1-го закона Кирхгофа. Для каждой схемы были выбраны оптимальные значения номинальных напряжений согласно расчетам, производимым по формуле Илларионова. Был произведен выбор сечений проводов ВЛ по экономической плотности тока. Полученные сечения были подвергнуты проверке по нагреву. В ходе проверки было установлено, что все выбранные сечения удовлетворяют необходимым требованиям. По выбранным сечениям были рассчитаны сопротивления и проводимости ВЛ.

Исходя из условий надежности электроснабжения потребителей 1 и 2 категории (не менее двух трансформаторов на подстанции) был произведен выбор трансформаторов и автотрансформаторов.

Для радиальной и кольцевой схем составлены полные схемы электрических соединений.

В ходе технико-экономического расчета для каждой сети был произведен расчет сводной сметной стоимости строительства. Определены сроки окончания строительства. В результате технико-экономического сравнения вариантов схем была выбрана радиальная схема электрической сети. Данная схема имеет меньшие капиталовложения.

Литература

1. Правила устройства электроустановок. М: ЭНАС, 2011. - 704 с

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

3. Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации. - М: Омега - Л, 2012.- 256 с

4. Схемы принципиальные электрические распределительных устройств подстанций 35-750 кВ. Типовые решения. - ОАО «ФСК ЕЭС», 2007. - 132 с.

5. Сборник «Укрупненные стоимостные показатели линий электропередач и подстанций напряжений 35-1150 кВ » 324 тм - т1для электросетевых объектов ОАО «ФСК ЕЭС», - ОАО «ФСК ЕЭС», 2012, - 33с.

6. Сроки работ по проектированию, строительству и реконструкции подстанций и линий электропередач 35-1150 кВ. - ОАО «ФСК ЕЭС», 2012. - 27 с.

7. ГОСТ 13109-97. Электрическая энергия. Совместимость технических средств электромагнитная. Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения. - М: Изд-во стандартов, 2002-33 с.

Размещено на Allbest.ru

Подобные документы

Составление вариантов схемы электрической сети и выбор наиболее рациональных из них. Расчет потокораспределения, номинальных напряжений, мощности в сети. Подбор компенсирующих устройств, трансформаторов и сечений проводов воздушных линий электропередачи.

курсовая работа , добавлен 24.11.2013

Выбор номинальных напряжений сети. Проверка выбранных сечений по техническим ограничениям. Составление балансов активной и реактивной мощностей. Затраты на строительство подстанций. Точный электрический расчет кольцевой схемы. Режим максимальных нагрузок.

курсовая работа , добавлен 16.12.2014

Месторасположение источника питания и потребителей электроэнергии. Составление вариантов схемы электрической сети и выбор наиболее рациональных вариантов. Схема кольцевой сети в нормальном режиме. Выбор номинальных напряжений. Баланс реактивной мощности.

курсовая работа , добавлен 03.04.2014

Выбор вариантов схемы соединений сети, их обоснование и предъявляемые требования. Определение номинальных напряжений сети, сечений проводов, проверка по техническим ограничениям. Приближенное определение потерь напряжения. Составление балансов мощностей.

курсовая работа , добавлен 23.11.2014

Предварительный выбор числа и мощности трансформаторов. Выбор сечений линий электропередач для различных вариантов схемы развития. Экономическое сравнение вариантов электрической сети. Исследование аварийных и послеаварийных режимов электрической сети.

курсовая работа , добавлен 25.12.2014

Оптимальная схема развития районной электрической сети. Выбор номинальных напряжений и оптимальной конструкции сети. Расчет сечений проводов, мощности компенсирующих устройств. Выбор оборудования подстанций. Расчет максимального режима энергосистемы.

курсовая работа , добавлен 24.03.2012

Выбор рациональных вариантов схем электрической сети с обоснованием конфигурации сети, номинальных напряжений, числа и мощности трансформаторов на подстанциях, электрической схемы сооружаемой электростанции, а также материала и сечений проводов линии.

курсовая работа , добавлен 14.05.2013

Разработка вариантов конфигурации электрической сети. Выбор номинального напряжения сети, сечения проводов и трансформаторов. Формирование однолинейной схемы электрической сети. Выбор средств регулирования напряжений. Расчет характерных режимов сети.

контрольная работа , добавлен 16.03.2012

Выбор вариантов развития существующей сети. Выбор номинальных напряжений сооружаемых воздушных линий радиального варианта сети. Определение сечений проводов сооружаемых линий радиального варианта сети. Выбор понижающих трансформаторов на подстанции.

курсовая работа , добавлен 22.07.2014

Составление вариантов схемы электрической сети, выбор и обоснование наиболее рациональных из них. Расчет потокораспределения в электрической сети. Выбор номинальных напряжений, трансформаторов на подстанциях. Баланс активной и реактивной мощностей.

Аннотация

Разработаны варианты развития сети. Спроектированы линии электропередачи 110 кВ и подстанция. Произведён выбор основного оборудования и токоведущих частей.

Произведён механический расчёт проводов.

Рассчитаны токи короткого замыкания на спроектированной подстанции.

Произведён анализ безопасности и экологичности проекта. Рассчитана молниезащита воздушных линий электропередачи.

Проведено технико-экономическое обоснование проекта.

Введение

1. Исходные данные на проектирование электрической сети

2. Разработка схем электрической сети района

3. Предварительное распределение мощностей

3.1 Предварительное распределение мощностей для варианта 1

3.2 Предварительное распределение мощностей для варианта 2

3.3 Предварительное распределение мощностей для варианта 3

3.4 Предварительное распределение мощностей для варианта 4

3.5 Предварительное распределение мощностей для варианта 5

4. Выбор номинальных напряжений линий

5. Выбор сечения и марок проводов

5.1 Выбор сечений и марок проводов для варианта 1

5.2 Выбор сечений и марок проводов для варианта 2

5.3 Выбор сечений и марок проводов для варианта 3

5.4 Выбор сечений и марок проводов для варианта 4

5.5 Выбор сечений и марок проводов для варианта 5

6. Определение потерь мощности в линиях

7. Выбор трансформаторов

8. Определение потерь мощности в трансформаторах

9. Баланс активных и реактивных мощностей в системе

10. Выбор схем подстанций

11. Технико-экономическое сравнение вариантов

12. Электрический расчет максимального режима

13. Электрический расчет минимального режима

14. Электрический расчет послеаварийного режима

15. Механический расчет проводов

16. Проектирование электрической части подстанции

16.1 Составление структурной схемы подстанции

16.2 Расчёт количества линий

16.3 Выбор схем распределительных устройств

16.4 Схема собственных нужд подстанции

16.5 Расчёт токов короткого замыкания

16.6 Выбор выключателей и разъединителей

16.7 Выбор измерительных трансформаторов тока

16.8 Выбор измерительных трансформаторов напряжения

16.9 Выбор токоведущих частей

16.10 Выбор конструкции распределительных устройств

17. Безопасность и экологичность проекта

17.1 Повышенный уровень электромагнитных излучений

17.2 Повышенное значение напряжения в электрической цепи, замыкание которой может произойти через тело человека

17.3 Расчет молниезащиты воздушной линии электропередач 110 кВ

17.4 Оценка экологичности проекта

18. Организационно – экономическая часть

18.1 Маркетинговые исследования

18.2 Анализ технического уровня проекта и его конкурентоспособности

18.3 Требования стандартов ИСО 9000 системы менеджмента качества при проектировании сети 110 кВ и ее эксплуатации

18.4 Определение стоимости разработки проекта в УГАТУ

18.5 Затраты на создание сети 110 кВ

18.6 Технико-экономическое сравнение вариантов

18.7 Расчет денежных потоков

18.8 Анализ результатов

Заключение

Список литературы

Введение

Электрической сетью называется устройство, соединяющее источники питания с потребителями электроэнергии. От свойств и работы электрической сети зависит качество электроснабжения потребителей. К электрическим сетям предъявляются определённые технико-экономические требования. Поэтому электрические сети должны тщательно рассчитываться, специально проектироваться и квалифицированно эксплуатироваться.

Основным назначением электрических сетей является электроснабжение потребителей. Под этим обычно понимают передачу электроэнергии от источников питания и распределение её между потребителями.

Электроэнергетика, определяющая электровооруженность труда, принадлежит к ведущим отраслям индустрии и имеет опережающее развитие, что является основой технического прогресса промышленности и повышения уровня всего общественного производства. Электроэнергия является наиболее универсальным видом энергии. Широкое применение электроэнергии во всех отраслях промышленности объясняется относительной простотой ее производства, передачи, распределения между потребителями и легкостью превращения в другие виды энергии. Развитие электроэнергетики в нашей стране идет по пути создания больших энергосистем и централизованной выработки электроэнергии на базе крупных тепловых (в том числе атомных) и гидравлических станций, что наиболее эффективно в технико-экономическом отношении. Мощность энергосистем непрерывно растет, и эта тенденция развития энергетики будет сохраняться и в будущем.

Развитие энергетики России, усиление связей между энергосистемами требует расширения строительства электроэнергетических объектов, в том числе электрических сетей напряжением 110 кВ переменного тока.

Из основного назначения электрической сети следует, что она должна обеспечивать достаточную надёжность электроснабжения. Опыт показывает, что практически все элементы электрической сети иногда могут повреждаться. При надлежащем качестве эксплуатации сети повреждения возникают из-за климатических условий.

Электрическая сеть является существенным звеном в цепи электроснабжения потребителей и поэтому влияет на изменение показателей качества электроэнергии. Практически важно, чтобы электроэнергия доставлялась потребителям с допустимыми показателями ее качества, например, при соответствующих величинах напряжений. При этом также не следует предъявлять чрезмерные требования. Снижение влияния сети или мероприятия по улучшению показателей качестве электроэнергии могут обходиться достаточно дорого. Поэтому экономически более обоснованным обычно является изготовление электроприемников, допускающих некоторые отклонения показателей качества энергии от номинальных значений. Эти приемлемые отклонения должны обеспечиваться экономически обоснованными путями. В частности, это относится к выбору параметров элементов сети и применению дополнительных устройств, позволяющих улучшать указанные показатели до приемлемых значений. Наконец, электрическая сеть как любое инженерное сооружение должна быть экономичной. При этом требование экономичности должно обеспечиваться при условии выполнения указанных выше технических требований. Это значит, что должны приниматься наиболее совершенные технические решения, должно обеспечиваться более полное и рациональное использование применяемого оборудования, за работой электрической сети должен осуществляться систематический контроль. Для получения более рациональных решений и для обеспечения наиболее экономичной работы сети требуется проведение соответствующих расчетов. Текущий контроль за работой сети позволяет своевременно воздействовать на условия работы сети в целях повышения соответствующих технико-экономических показателей.

Требование экономичности является наиболее общим. В конечном счете требования обоснованной надежности электроснабжения и обеспечения наивыгоднейших показателей качества электроэнергии также сводятся к условиям обеспечения большей экономичности. Однако они имеют и самостоятельное значение, так как основаны на типовых решениях и являются важными показателями для всей системы электроснабжения.

Производство электроэнергии растет во всем мире, что сопровождается ростом числа электроэнергетических систем, которое идет по пути централизации выработки электроэнергии на крупных электростанциях и интенсивного строительства линий электропередач и подстанций.

Проектирование электрической сети, включая разработку конфигурации сети и схемы подстанции, является одной из основных задач развития энергетических систем, обеспечивающих надёжное и качественное электроснабжение потребителей. Качественное проектирование является основой надёжного и экономичного функционирования электроэнергетической системы.

Задача проектирования электрической сети относится к классу оптимизационных задач, однако не может быть строго решена оптимизационными методами в связи с большой сложностью задачи, обусловленной многокритериальностью, многопараметричностью и динамическим характером задачи, дискретностью и частичной неопределенностью исходных параметров.

В этих условиях проектирование электрической сети сводится к разработке конечного числа рациональных вариантов развития электрической сети, обеспечивающих надёжное и качественное электроснабжение потребителей электроэнергией в нормальных и послеаварийных режимах. Выбор наиболее рационального варианта производится по экономическому критерию. При этом все варианты предварительно доводятся до одного уровня качества и надёжности электроснабжения. Экологический, социальный и другие критерии при проектировании сети учитываются в виде ограничений.

1. Исходные данные для проектирования

В данном дипломном проекте требуется спроектировать электрическую сеть для электроснабжения потребителей подстанций. Основные исходные данные приведены в таблице 1.1.

Питание электрической сети осуществляется от одного источника неограниченной мощности А. Коэффициент мощности потребителей всех подстанций принимался равным 0,9.

В режиме минимальных нагрузок величина нагрузки составляет 30% от максимальной.

Вторичное напряжение подстанций потребителей равно 10 кВ.

Потребители электроэнергии всех подстанций имеют 67% нагрузки 1-й и 2-й категории и 33% – 3-й категории.

Электрическая сеть проектируется для II района по гололеду и III района – по ветру.

Сегодня хочу поставить жирную точку в вопросах проектирования наружных кабельных сетей. Проекты наружных кабельных сетей я выпускаю под маркой «ЭК». Порой такие проекты можно встретить под шифром «ЭС». Суть от этого не меняется.

Проектирование наружных сетей – один из самых любимых моих разделов проектной документации. Самый оптимальный вариант – средний проект, который по минимуму завязан со смежниками. При проектировании наружных сетей можно делать очень хорошую выработку, т.е. прилагая минимум усилий, извлекать максимум денег.

Если вас интересует, сколько стоит один проект ЭК, то можете почитать Все цифры основаны на моем опыте и ничуть не преувеличены.

Что из себя представляет проект ЭК?

Практически все объекты, которые находятся в городской черте, подключаются к системе электроснабжения кабельными линиями, проложенными в земле. Например: торговый центр, гостиница, завод, фабрика, жилой многоэтажный дом и т.п. Все эти объекты чаще всего подключаются от трансформаторных подстанций кабелями 0,4 кВ.

Но, сами трансформаторные подстанции тоже необходимо подключить к сетям более высокого напряжения. Поэтому, проект ЭК выполняют и при комплексном проектировании, когда на объекте устанавливают трансформаторные подстанции. В таком случае в ЭК включают и кабели 6 (10) кВ, которые идут от распределительного пункта 6 (10) кВ до проектируемой трансформаторной подстанции.

Таким образом, раздел ЭК включает в себя прокладку наружных кабельных линий, выбор кабелей, защитных аппаратов, размещение заземлителей.

Какие необходимы исходные данные для выполнения проекта ЭК?

1 Технические условия на электроснабжение.

В своем проекте вы в обязательном порядке должны выполнить все требования из ТУ.

2 Задание на проектирование.

Крайне редко в задании на проектирование указывают что-то конкретное. Например, заказчик может прописать, какой тип кабеля он хочет видеть на своем объекте.

3 Задания от смежных проектировщиков.

От генпланиста (геодезиста) вы должны получить генплан либо съемку для работы. Здесь очень важно, чтобы на съемке были нанесены все подземные и наземные коммуникации.

К проекту ЭК, как правило, приступают после выполнения проекта внутреннего электроснабжения (ЭМ). От разработчика ЭМ вы должны получить расчетные нагрузки и схему вводного устройства.

В случае необходимости, вам должны выдать задания на подключение всех электроприемников, которые расположены в границах проектируемого объекта, но за пределами проектируемых зданий. Например: КНС, шкаф видеонаблюдения, шкаф освещения.

Если на объекте проектируются и другие сети: водопровод, канализация, дренаж, газопровод сети связи, наружное освещение и др. – все сети должны быть согласованы между собой.

Порядок проектирования наружных сетей (ЭК)?

1 На генплане прокладываете все необходимые кабельные линии от источника питания до потребителя.

2 Составляете схему элеткроснабжения.

Выбираете марку и сечение кабелей в зависимости от расчетного тока в линии, а также выбираете защитные аппараты.

3 После предварительного выбора кабелей и защитных аппаратов – рассчитываете потери напряжения и однофазный ток короткого замыкания в конце линии. При необходимости увеличиваете сечение кабельной линии.

4 В случае необходимости делаете кабельно-трубный журнал и профиль пересечения (при бестраншейном способе прокладки кабеля).

5 Составляете спецификацию оборудования.

6 Оформляете пояснительную записку.

7 Составляете лист общих данных.

8 Проект согласовываете с заинтересованными организациями.

Как ускорить разработку ЭК?

Как мы начинаем проектирование? Получив в работу новый проект, мы начинаем искать в своем архиве выполненных проектов нечто похожее. Найдя более или менее подходящий проект – мы берем его за основу. Каждый из нас уже, наверное, усвоил, что незачем все начинать с нуля, можно всегда воспользоваться наработками и тем самым существенно ускорить процесс проектирования.

А что если нет похожего проекта или он не совсем подходит? Как вариант, вы можете попросить у своего товарища.

Итак, чтобы ускорить разработку ЭК — нужно найти похожий проект.

Но, согласитесь, не каждый из вас уделяет особое внимание оформлению проекта. Я видел немало готовых проектов, и все они были выполнены примитивными элементами. В них практически отсутствуют динамические блоки, а динамические блоки не только ускоряют проектирование, но и сокращают количество ошибок.

Для ускорения разработки ЭК используйте динамические блоки.

Даже имея похожий проект с динамическими блоками без опыта и знаний достаточно сложно быстро выполнить проект. Можно попытаться пойти на курсы повышения квалификации или поискать нечто подобное. Найдете – отлично, главное, чтобы стоимость этих курсов вас устроила. Также у вас всегда должна быть возможность задать вопрос более опытному товарищу.

Опыт и знания необходимы для быстрого выполнения ЭК.

Определенное место в выполнении проекта ЭК занимают расчеты. Необходимо рассчитывать потери напряжения, токи к.з., объемы земляных работ и т.п. Для таких расчетов советую использовать программы.

Кроме всего этого у вас под рукой всегда должны находиться нормативные документы, каталоги, типовые проекты. Поиск той или иной информации может занять немало времени.

Вспомогательная информация также способна ускорить разработку ЭК.

Все это вы можете собрать самостоятельно, однако, этот процесс у вас займет очень много времени.

Вашему вниманию, хочу представить свой обучающий курс:

Строительство на сегодняшний день характеризуется увеличением числа этажей в жилых и административных зданиях, сооружением многофункциональных строительных комплексов культурно-бытового, промышленного и сельскохозяйственного назначения, проектированием электрических сетей.

Электроснабжение мегаполисов, больших городов и даже поселков осуществляется как по кабельным линиям КЛ, так и по воздушным линиям ВЛ от распределительных пунктов, трансформаторных подстанций и центров питания.

Связь между распределительными пунктами, центрами питания и трансформаторными подстанциями идет по электросетям напряжением от 6 до 10 кВ, иногда – 35 кВ; от трансформаторной подстанции ТП до распределительных щитов – напряжением до 1000 В.

Электрические сети 6-10 кВ делятся на:
питающие, которые соединяют распределительные пункты с местной подстанцией
распределительные, которые питают несколько трансформаторных подстанций

Распределяется энергия между электроприемниками по следующим схемам: радиальные, смешанные и кольцевые.

Воздушные и кабельные линии

Одним из наименее затратным и одновременно более простым и удобным в эксплуатации способом осуществления связи являются воздушные линии электропередач. Тем не менее, их применяют довольно редко, так как их строительство в городах и деревнях является затруднительным. К примеру, для сооружения одиночных питающих сетей 6-10 кВ для устройства сетей наружного освещения улиц, проспектов, различных территорий напряжением 380/220 В.

Одним из основных требования для прокладки линий – правильный выбор трассы. Ее длина должна быть наименьшей, без большого числа естественных и искусственных препятствий (реки, овраги, дороги, болота и т.д.). Пересечение с автодорогами или железнодорожными путями, линиями низжего и высшего напряжения, зданиями и сооружениями требует особого внимания.

Особое внимание занимают кабельные линии , монтаж которых должен выполняться таким образом, чтобы в процессе прокладки и эксплуатации не было механических повреждений (дорожная трасса, сброс тяжестей и т.д.). Как правило, применяются кабели различных модификаций и напряжения в зависимости от следующих условий:

Вид прокладки (траншея, помещение, коллекторы, блоки, овраги, водоемы и т.п.)
Характер окружающей среды (щелочность, грунты с повышенной кислотностью и т.п.).

В городских условиях направление трасса для кабельных линий выбирается в зависимости от местных условий: вдоль улиц, проспектов, аллей по непроезжей части. Располагаться лини должны под тротуарами и/или на свободных территориях дворов по наиболее краткому направлению. Допустимые расстояния между ними и прочими объектами нормируются ПУЭ и СНИП.

Наиболее экономичным, эффективным и простым способом является . В условиях города бывает затруднительно обойти участки трасс с большим числом совместно прокладываемых кабелей, линий связи и коммуникаций, а также в местах с вероятными механическими повреждениями во время эксплуатации, в том числе при размыве почвы, электрокоррозии и т.п.

Для получения безопасного и эффективного функционирования любого объекта необходимо правильно составить проект!

Проектирование электрических сетей при строительстве, реконструкции и расширении

При возведении новых объектов сооружаются новые и подстанции, при расширении электросетей (обычно относится к подстанциям) устанавливается второй трансформатор на действующей подстанции и проводятся соответствующие работы.

При реконструкции электросетей изменяются параметры для повышения пропускной способности сети, надежности и безопасности электроснабжения, сохранения качества передаваемой электрической энергии.

Какие работы относятся к реконструкции: