Введение 8
1 Проектная часть 9
1.1 Составление баланса активной и реактивной мощностей 9
1.2 Составление вариантов схем соединения сети 12
1.3 Расчёт первого вариант схемы электрической сети 13
1.3.1 Расчёт баланса мощности 13
1.3.2 Выбор номинального напряжения сети 14
1.3.3 Выбор сечений проводов и расчёт их параметров 15
1.3.4 Расчёт потерь напряжения 17
1.3.5 Выбор силовых трансформаторов на подстанциях 19
1.3.6 Расчёт потерь электроэнергии 21
1.3.7 Определение приведенных затрат 24
1.4 Расчёт первого вариант схемы электрической сети 28
1.4.1 Расчёт баланса мощности 28
1.4.2 Выбор номинального напряжения сети 29
1.4.3 Выбор сечений проводов и расчёт их параметров 30
1.4.4 Расчёт потерь напряжения 31
1.4.5 Расчёт потерь электроэнергии 34
1.4.6 Определение приведенных затрат 35
1.5 Сопоставление двух вариантов схем 37
2 Электрическая часть 36
2.1 Составление схемы замещения 36
2.2 Расчёт установившегося режим 40
2.3 Расчёт установившихся режимов на ЭВМ 47
2.4 Расчёт оптимальных коэффициентов трансформации на подстанциях 49
3 Расчёт токов короткого замыкания 52
3.1 Составление исходной схемы замещения 52
3.2 Ручной расчёт токов КЗ 52
3.3 Результаты ручного расчёта 56
3.4 Расчёт токов КЗ на ЭВМ 57
3.5 Сравнение результатов на ЭВМ и ручного расчётов 59
4 Проект подстанции №3 61
4.1 Расчет токов нормального и послеаварийного режимов цепей подстанции 61
4.1.1 Расчет токов цепей трансформаторов 61
4.1.2 Расчет токов в цепях линий 61
4.2 Выбор выключателей 63
4.2.1 Выбор выключателей на высшем напряжении 63
4.2.2 Выбор выключателей и ячейки КРУ на низшем напряжении 66
4.3 Выбор разъединителей 69
4.3.1 Выбор и проверка разъединителей на стороне ВН 69
4.3.2 Выбор и проверка разъединителей на стороне НН 70
4.4 Выбор трансформаторов тока 70
4.4.1 Выбор сборных шин и ошиновок на стороне ВН 70
4.4.2 Выбор жестких шин и ошиновок на стороне НН 72
4.5 Выбор трансформаторов тока 75
4.5.1 Выбор трансформаторов тока на стороне ВН 75
4.5.2 Выбор трансформаторов тока на стороне НН 76
4.6 Выбор трансформаторов напряжения 77
4.6.1 Выбор трансформаторов напряжение на стороне ВН 77
4.6.2 Выбор трансформаторов напряжение на стороне НН 78
4.7 Выбор трансформатора собственных нужд 79
4.8 Выбор схем распределительных устройств 82
4.9 Выбор ограничителя перенапряжений 83
4.9.1 Выбор ограничителей перенапряжений на стороне ВН 83
4.9.2 Выбор ограничителей перенапряжений в нейтрале силовых
трансформаторов 84
4.9.3 Выбор ограничителей перенапряжений на стороне НН 84
4.10 Расчёт молниезашиты подстанции 85
4.11 Расчёт заземляющего устройства 86
5 Определение технико-экономических показателей 90
6 Расчёт транспозиции фаз линий электропередачи 94
Заключение 99
Список использованных источников 100
ПРИЛОЖЕНИЕ А 102
ПРИЛОЖЕНИЕ Б 103
ПРИЛОЖЕНИЕ В 104
ПРИЛОЖЕНИЕ Г 105
ПРИЛОЖЕНИЕ Д 106
ПРИЛОЖЕНИЕ Е 107
Проектирование районной электрической сети является ответственной задачи, с одной стороны не следует допускать перерасхода материала для увеличения пропускной способности, с другой стороны не следует чересчур экономить. Электрическая сеть также должна быть достаточно надёжной и с возможностью дальнейшей модернизации, но при это экономичной
Выбор схемы районной электрической сети является задачей творческой, требующей принятие во внимание множества факторов.
Сопоставление двух выбранных вариантов схем производится по методу приведённых затрат. Этот метод довольно гибкий и позволяет включать или исключать из расчёта любые составляющие.
После предварительного выбора конфигурации сети, её следует проверить при расчёте установившихся режимов: нормального максимального и послеаварийного и выбрать коэффициенты трансформации.
Проектирование подстанции является не менее ответственной задачей. Выбору основного оборудования подстанции сопутствует расчёт токов коротких замыканий.
Выбор схемы электрических соединений также играет большую роль. С одной стороны она должна быть простой, наглядной, экономичной и безопасной в эксплуатации с другой стороны - достаточно надёжная.
Для симметрии параметров в электрических сетях используется транспозиция фаз.
Оценкой схемы являются технико-экономические показатели, которые отражают эффективность схемы, такие как себестоимость передачи электроэнергии или удельные затраты на один киловатт на подстанции.
Как показали расчёты установившихся режимов - падения напряжений в первом разделе оказались завышены почти на 7% в послеаварийном режиме, а в нормальном практически на 5%. Этого и следовало ожидать, так как сечение выбранного провода многократно превышает рекомендуемое сечение из-за ограничения по короне. Трансформаторы в нормальном максимальном режиме загружены на 70%. Следовательно, в будущем можно увеличить нагрузки на подстанциях.
Так как время использования максимальных нагрузок относительно небольшое, то это значит, что электрическая сеть большую часть времени будет работать недогруженной. Это подтверждает и структура потерь электроэнергии - потери холостого хода в несколько раз больше нагрузочных потерь. С этим борются режимными мероприятиями: снижение уровня напряжения, отключение параллельно работающих линий и трансформаторов.
Небольшое время использования максимальных нагрузок ведёт к недоиспользованию электрической сети, с другой стороны данное решение является перспективным в связи с постоянным ростом электропотребления.
