Реферат


Министерство образования и науки Республики Казахстан
Карагандинский политехнический колледж.
РАСЧЁТ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ
110/35/10 кВ
Пояснительная записка
ПКЭК 2103002.005 – 22ПЗ
Руководитель проекта:
Ахметов С.К.
Выполнил учащийся
Группы ЭСП-06з
Туменбаев К.И.
2009
СОДЕРЖАНИЕ
ВВЕДЕНИЕ
1.ВЫБОР ВАРИАНТОВ СХЕМ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ И ТРАНСФОРМАТОРОВ
1.1.Определение электрических нагрузок
1.2.Выбор вариантов схем электроснабжения
1.3.Выбор силовых трансформаторов и автотрансформаторов
1.4.Определение потерь мощности в силовых трансформаторах и автотрансформаторах
2.ВЫБОР СЕЧЕНИЯ ПРОВОДОВ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ И ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПОТЕРЬ ЭНЕРГИИ В НИХ
2.1.Выбор сечения проводов ВЛ
2.2.Определение потерь энергии в ВЛ
3.ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ СРАВНЕНИЕ ВАРИАНТОВ
4.ЭЛЕКТРИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ СЕТИ
4.1.Порядок электрического расчета сети
4.2. Составление схемы замещения и определение параметров сети
4.3 Определение расчетных нагрузок на шинах подстанции.
4.4 Определение расчетных нагрузок на участках ЛЭП
4.5.Определение напряжения на шинах подстанции
В максимальном режиме
В минимальном режиме
Аварийный режим
4.6.Выбор способа регулирования напряжения и определение коэффициента трансформации.
В максимальном режиме
В минимальном режиме
В аварийном режиме
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
Введение
Любую развитую страну мира немыслимо представить себе без мощной электроэнергетики – одной из основных отраслей промышленности, охватывающей производство электроэнергии, её передачу, распределение и потребление.
Электроэнергетическая база Казахстана начала создаваться в 30-х годах ХХ века. По плану ГОЭЛРО должны быть созданы ряд гидроэлектростанций в районе Алматы и Восточном Казахстане.
Строились небольшие электростанции при фабриках, заводах, нефтепромыслах и рудниках. Доля Казахстана в общесоюзном производстве в 1940 г. – 1,3%, а в 1950 г. – менее 3%.
В 50-х годах строились ведомственные электростанции при крупных предприятиях. Так в 1950 г. более 80% электроэнергии вырабатывалось промышленными и районными станциями (из-за финансовых, материальных и трудовых ресурсов).
После 50-х годов проводится работа по централизации энергообеспечения республики. В 1950-60 гг. сданы: Жезказганска ТЭЦ, Усть – Каменогорская ГЭС, агрегат Бухтарминской ГЭС и расширяются мощности дейсвующих электростанций. В 1966-70 гг. закончено сооружение Шардаринской ГЭС, начато строительство Капчагайской ГЭС и Жамбыльской ГРЭС. Построен линии электропередач Алматы – Бишкек – Жамбыл.
В 1971-75 гг. Энергетическая база республики пополнилась Аксуйской ГРЭС и Капчагайской ГЭС. В 1973 г. вступила в строй атомная электростанция в г. Актау мощностью 150 тыс.кВт электроэнергии.
За период 1976-80гг. были введены два энергоблока Экибастузской ГРЭС. Началось строительство Шульбинской ГЭС мощностью 1350 тыс. кВт. В 1981-85 гг. освоена проектная мощность Экибастузской ГРЭС– 1 и ввод в действие энергоблоков на ГРЭС– 2, Шульбинской ГЭС. Ввод последних позволял оросить более 400 тыс. га земель Павлодарской и Восточно-Казахстанской областей, сенокосы и пастбища в пойме р.Иртыш. Намечалось строительство энергоблока сверхвысокого напряжения Экибастуз –Урал – Центр.
Чтобы энергетические системы и сети надежно и экономично работали надо понимать сложные процессы в линиях сверхвысоких, высоких и др. напряжений. Надо уметь правильно эти сети проектировать: выбирать наиболее экономичные и надежные схемы и конфигурации, рациональные напряжения, оптимальные сечения проводов, число и мощность трансформаторов, мощность и место расположения компенсирующих устройств и так далее. Надо знать методы расчетов нормальных и аварийных режимов работы: мощность (или токи) на отдельных участках сети, мощность и напряжения в узлах системы для различных систем; потери мощности, которые иногда достигают 10-15% от всей передаваемой мощности в системе и обходятся государству в миллионы тенге.

1.ВЫБОР ВАРИАНТОВ СХЕМ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ И ТРАНСФОРМАТОРОВ

1.1.Определение электрических нагрузок
В задании на курсовое проектирование даны значения активных нагрузок и коэффициентов мощности для каждого потребителя в максимальном и минимальном режиме при соответствующих напряжениях.
По этим данным следует определить реактивные и полные нагрузки по подстанциям
Расчеты выполняются по следующим соотношениям:
(1.1.)

(1.2.)
Таблица1. Параметры потребителей электрической сети
№ Максимальный режим Минимальный режим
U1 110 кВ U2
35 кВ U3
10 кВ U1
110 кВ U2
35кВ U3
10 кВ
P
Q
S
P
Q
S
P
Q
S
P
Q
S
P
Q
S
P
Q
S
МВт МВар МВ∙А МВт МВар МВ∙А МВт МВар МВ∙А МВт МВар МВ∙А МВт МВар МВ∙А МВт МВар МВ∙А
1 32 15,4 35,5 - - - 20 9,6 22,2 30 16,1 34 - - - 10 5,3 11,3
2 - - - 25 12 27,7 16 7,6 17,7 - - - 15 8 17 6 3,2 6,8
3 26 12,5 28,8 18 8,7 20 12 5,7 13,3 16 8,63 18,8 8 4,31 9 7 3,7 7,95
4 - - - - - - 17 8,02 18,8 - - - - - - 8 4,3 9
1.2.Выбор вариантов схем электроснабжения
При проектировании предварительно намечаются несколько вариантов (5- 6) схем электрической сети.
Затем, в результате рассуждений, простейших прикидок и сравнений (по общей длине линий, по типу трансформаторов, по моменту нагрузок) выбирают две схемы для дальнейшего расчета.
Можно выбрать несколько вариантов схем электрической сети из радиальных, кольцевых и смешанных схем.
Рисунок №1 Варианты схем электрической сети.
L1=1,5 cм =22,5км; L2=2,7см =40,5км; L3=3,2см =48км; L4=3,3см =49,5
L5=1,4см = 21км; L6=1,9см = 28,5км; L7=1,5см = 22,5км

По полученным суммарным данным выбираются 2 и 4 вариант.
1.3.Выбор силовых трансформаторов и автотрансформаторов
Согласно заданию на каждой подстанции имеются потребители I, II категории, нужно установить два взаимно регулируемых трансформаторов. И рассчитывать по формуле:
(1.3)

Рисунок №2 Схемы электрической сети
I-Вариант


Выбираем ТДН 16000/110
Выбираем ТДТН 40000/110
Выбираем ТДТН 25000/110
Выбираем ТД 16000/35
II-Вариант


Выбираем ТДН 16000/110
Выбираем ТДТН 40000/110
Выбираем ТДТН 25000/110
Выбираем ТДН 16000/110
Номинальные мощности трансформаторов, автотрансформаторов и их технические характеристики принимаются по техническим справочникам и сводятся в таблицу
Таблица 2. Технические данные силовых трансформаторов, автотрансформаторов
№ Тип Ном. мощ.щ МВА Ном. напр.
кВ Потери мощн. кВт Напр. К.З.% Ток х.х. %
ХХ К.З. ВН СН НН ВН - СН ВН- НН СН- НН ВН-СН ВН- НН СН - НН 1 ТДН
16000/110 16 115 - 11 18 - 85 - - 10,5 - 0,7
2 ТДТН
40000/110 40 115 38,5 11 39 - 200 - 10,5 17,5 6,5 0,6
3 ТДТН
25000/110 25 115 38,5 11 28,5 - 140 - 10,5 17,5 6,5 0,7
4 ТД
16000/35 16 38,5 - 10,5 21 - 90 - - 8 - 0,6
1.4.Определение потерь мощности в силовых трансформаторах и автотрансформаторах
Потери мощности в двухобмоточных трансформаторах определяются по формуле (1.4)
Где -потери активной мощности в трансформаторе,
-потери реактивной мощности в трансформаторе.
Потери активной и реактивной мощностей в n параллельно работающих трансформаторах определяются по формулам:
(1.5)
Где n – число параллельно работающих трансформаторов;
- потери холостого хода, из таблицы 2
- потери короткого замыкания, из таблицы 2
- нагрузка трансформаторов в максимальном режиме
- номинальная мощность трансформатора, из таблицы 2
(1.6)
Где - ток холостого хода, из таблицы 2
- напряжение короткого замыкания, % из таблицы 2
Потери мощности в 3-обмоточных трансформаторах и автотрансформаторах.
Полные потери определяются по формуле (1.4).
Потери активной мощности определяется по формуле (1.7):

Где ,,- потери активной мощности соответственно в обмотках высшего, среднего и низшего напряжений. Для 3-обмоточных трансформаторов 110/35/10 кВ расчет потерь к.з. ведется по формуле:
===0,5 (1.8)
Потери реактивной мощности определяется по формуле (1.9):

Где ,,- напряжение коротких замыканий соответственно обмоток высшего, среднего и низшего напряжений, определяются из соотношений:
(1.10)
(1.11)
(1.12)
Определение потерь активной энергии в трансформаторах:
В 2-обмоточных трансформаторах
(1.13)
В 3-обмоточных трансформаторах по формуле (1.14)

Данные расчетов сводятся в таблицу №3
I-Вариант
1-подстанция для трансформатора ТДН 16000/110





3-подстанция для трансформатора ТДТН 25000/110
===0,5*140=70







Результаты расчетов остальных подстанции приведены в таблице №3
II –Вариант
4-подстанция Для трансформатора ТДН 16000/110




2-подстанция для трансформатора ТДТН 40000/110
===0,5*200=100







Результаты расчетов остальных подстанции приведены в таблице №3
Таблица №3. Потери мощности и энергии в трансформаторах
Вариант №
п/ст Тип
МВт
МВар
МВА
МВт∙ч
1 1 ТДН 16000/110 0,36 1,8 18,35 601695,8
2 ТДТН 40000/110 0,28 6,28 6,28 1411834
3 ТДТН 25000/110 0,151 2,96 2,96 858021
4 ТД 16000/35 0,29 1,07 1,409 3915976
2 1 ТДН 16000/110 0,36 1,8 1,83 601695,8
2 ТДТН 40000/110 0,76 3,5 3,5 1026875
3 ТДТН 25000/110 0,151 2,96 2,96 858021
4 ТДН 16000/110 0,27 1,38 1,4 538306
2.ВЫБОР СЕЧЕНИЯ ПРОВОДОВ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ И ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПОТЕРЬ ЭНЕРГИИ В НИХ
2.1.Выбор сечения проводов ВЛ
Сечения проводов в районных электрических сетях выбираются методом экономической плотности тока:
(2.1)
Для одноцепных линий: - определяется по формуле:
(2.2)
Для двухцепной линий:
(2.3)
Где n – число параллельно работающих линий.
j – суммарная нагрузка на линии с учетом потерь в трансформаторах в максимальном режиме, МВА
Выбранное сечение проверяют на нагрев в случае аварийного обрыва проводов. Условие проверки:
Для разомкнутой сети аварийным принимается режим обрыва одной цепи.
(2.4)
где - максимальный ток при аварийном режиме, А;
- допустимый ток провода, А.
Для кольцевой сети рассматривают два случая аварии; обрыв ВЛ на головных участках поочередно и соответственно определяют:
(2.5)
где - нагрузка головного участка сети при обрыве ВЛ.
Выбранные сечения ВЛ должны обладать устойчивостью к возникновению коронного разряда. Поэтому, согласно ПУЭ, минимально допустимые сечения на U=110kB – AC-70, U=220kB – AC-240;
Для выбранных сечений ВЛ заполняется таблица №4
I – Вариант








Так как получается нереальные провода в дальнейшем будем решать по варианту № 6.


Выбираем АС 185/24


Выбираем АС 150/19

Рисунок №3




Выбираем АС 185/24


Выбираем АС 95/16


Выбираем АС 240/39
II – Вариант

Рисунок №4




Выбираем 2×АС 185/24


Выбираем АС 95/16


Выбираем АС 240/32

Рисунок №5




Выбираем АС 185/24


Выбираем АС 95/16


Выбираем АС 240/39
Выбранные сечения проверяются на нагрев.
I – Вариант

Рисунок №6

Выбираем АС 185/24
Выбираем вместо АС 95/16 провода АС 120/19
II – Вариант

Рисунок №7


Выбираем вместо АС 70/11 провода АС 95/16
Таблица 4 Параметр воздушных линий
№ варианта Участок
ВЛ Длина
км U,кВ Марка провода ro
Ом/км R, Ом
I 0-1 22,5 110 АС 185/24 0,154 1,73
0-2 40,5 110 АС 150/19 0,195 3,94
0-4 49,5 110 АС 185/24 0,154 7,63
4-3 22,5 110 АС 120/19 0,245 5,51
3-0 48 110 АС 240/39 0,122 5,85
II 0-1 22,5 110 АС 185/24 0,164 3,69
1-2 21 110 АС 95/16 0,245 5,14
2-0 40,5 110 АС 240/32 0,118 4,77
0-4 49,5 110 АС 185/24 0,154 7,63
4-3 22,5 110 АС 120/19 0,245 5,51
3-0 48 110 АС 240/39 0,122 5,85
2.2.Определение потерь энергии в ВЛ
Потери активной энергии в ВЛ определяется по формуле:
(2.6)
где - потери активной мощности в ВЛ;
(2.7)
где R – активное сопротивление линии, см. таблица 4;
- время максимальных потерь, часов. Определяется по типовому графику в зависимости от Tmax b cosφ.
I – Вариант





II – Вариант





3.ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ СРАВНЕНИЕ ВАРИАНТОВ
Для определения наиболее выгодного варианта электрической сети применили метод приведенных затрат. Приведенные затраты З определяются из соотношения:
(3.1)
где рн – нормативный коэффициент эффективности, равный 0,12
К – капиталовложения определяются по укрупненным показателям стоимости электрооборудования и сооружения воздушных линий.
Суммарные капиталовложения по электрической сети определяются:
(3.2)
где - капиталовложения на сооружение подстанций, тыс. тг.
- капиталовложения на сооружение воздушных линий, тыс. тг.
Годовые эксплуатационные расходы определяются по формуле:
(3.3)
где - ежегодные отчисления на амортизацию электрооборудования, тыс.тг.
Состоят из амортизационных отчислений подстанций и линий электропередач:
(3.4)
(3.5)
(3.6)
где и - нормы ежегодных отчислений на амортизацию, %.
- ежегодные отчисления на ремонт и обслуживание, тыс.тг.
Определяются по формуле (3.7):

где и - нормы ежегодных отчислений на ремонт и обслуживание ЛЭП, %.
- стоимость годовых потерь электроэнергии, тыс.тг. Определяются по формуле
(3.8)
где - стоимость 1-го кВт∙ч, потерь электроэнергии, тг/кВт∙ч
, - годовые потери в линиях электропередач кВт∙ч.
Более экономичным считается вариант с наименьшими приведенными затратами. При разнице приведенных затрат в пределах 5%, варианты считаются экономически равноценными, поэтому следует выбрать вариант более надежный, удобный для эксплуатации в различных режимах работы, перспективный для дальнейшего развития и т.д.
Технико-экономический расчет сводится в таблицы №5, 6, 7.
Таблица 5 Капитальные затраты на сооружение подстанций
Тип
оборудования Стоимость
тыс.тг. Варианты
I-вариант II-вариант
Колич.
шт. Общая
стоимоть
тыс.тг. Колич.
шт. Общая
стоимоть
тыс.тг.
ТДН 16000/110 7200 4 28800 4 28800
ТДТН 40000/110 14160 2 28320 2 28320
ТДТН 25000/110 10845 2 21690 2 21690
ОРУ 110 кВ более
менее 3450
4500 16
6 55200
27000 16
6 55200
27000
ОРУ 35 кВ более
менее 1050
900 15 15750 15 15750
КРУ 10 кВ 285 12 3420 12 3420
Постоянная часть затрат 43500
31500
37500
48000 1
1
1
1 43500
31500
37500
48000 1
1
1
1 43500
31500
37500
48000
Итого 340680 340680

Таблица 6 Капитальные затраты на сооружение линий электропередач
№ Участок
цепи Напр.
кВ Кол.
цепей Марка Тип
опор Длина
км. Район
по гол. Стоим.
1км.
тыс.тг Общ.
стоим.
тыс.тг.
I 0-1 110 2 АС-185/24 стальные 22,5 I 4170 93825
0-2 110 2 АС-150/19 40,5 3855 156127
0-4 110 1 АС-185/24 49,5 2610 129195
4-3 110 1 АС-120/19 22,5 2340 52650
3-0 110 1 АС-240/39 48 2805 134640
II 0-1 110 1 АС-185/24 стальные 22,5 I 2610 58725
1-2 110 1 АС-96/16 21 2220 46620
2-0 110 1 АС-240/32 40,5 2805 113602
0-4 110 1 АС-185/24 49,5 2610 129195
4-3 110 1 АС-120/19 22,5 2340 52650
3-0 110 1 АС-240/39 48 2805 134640
I Итого 566245
II Итого 535425
Таблица 7 Технико-экономические показатели вариантов электрической сети
№ Капитальные
затраты Отчисл. на амортизац.
тыс.тг. Отчисл. на
ремонт и обсл. тыс.тг Стоимость потерь эл.эн
тыс.тг Годовые
экспл.
Издержки
тыс.тг Расчетные затраты
тыс.тг
I 906925
33349,3 12485,3 20204,6 66039,2 174870,2
II 876105
32609,64 12362,1 17826,75 62798,4 167931
I – вариант
















II – вариант
















Выбираем вариант путем их сравнения. Второй вариант экономичнее первого варианта на 4% и надежнее, поэтому дальнейший расчет производится по второму варианту.
4.ЭЛЕКТРИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ СЕТИ
Цель электрического расчета – определение активных, реактивных мощностей, напряжений на всех участках сети с учетом потерь и выбор РПН на всех подстанциях в нормальном и в аварийном режиме.
Нормальным режимом называют, когда в работе находятся все элементы сети-линии и трансформатора.
Расчет нормального режима производится при максимальных и минимальных нагрузках согласно заданию на курсовое проектирование.
За аварийный принимается режим работы электрической сети с максимальной нагрузкой при наиболее тяжелом виде аварии. Как правило, при отключении наиболее нагруженной воздушной линии.
4.1.Порядок электрического расчета сети
Для расчета электрической сети составляют схему замещения электрической сети с учетом трансформаторов и воздушных линий.
Определяют мощности и напряжения в каждой точке сети в максимальном, минимальном и аварийном режимах. Данные расчета необходимо показать на схеме замыкания.
4.2. Составление схемы замещения и определение параметров сети
- активное сопротивление трансформатора, определяется по формуле:
(4.1)
- номинальное напряжение трансформатора со стороны питания, кВт.
- номинальная полная мощность трансформатора, Ом.
Определяется из соответствия:
(4.2)
Для трехобмоточных трансформаторов определяются сопротивления для каждой обмотки по анологичным формулам.
4.3 Определение расчетных нагрузок на шинах подстанции.
Нагрузка на шинах низшего напряжения ,
высшего напряжения .
Мощность, поступающая в обмотку трансформатора:
(4.3)
где и потери мощности в обмотках трансформатора
(4.4)
(4.5)
Мощность поступающая в трансформатор

где - потери активной мощности в стали трансформатора,
(4.6)
- потери реактивной мощности в стали трансформатора.
Мощность приведенная к линиям ВН п/ст.
(4.7)
В случае отсутствия потребителя на шинах высшего напряжения
(4.8)
Расчетная мощность подстанции
(4.9)
где , - зарядная мощность лини, проходящая к подстанции.
(4.10)
В связи с установкой на п/ст трехобмоточного трансформатора определяются потери мощностей в трех обмотках трансформаторов:
Мощность поступающая в обмотку НН трансформатора:
(4.11)
Мощность поступающая в обмотку СН трансформатора:
(4.12)
Мощность поступающая в обмотку ВН трансформатора:
(4.13)
4.4 Определение расчетных нагрузок на участках ЛЭП
- расчетная нагрузка подстанции мощность конца звена
Мощность начала звена ЛЭП
(4.14)
где - потери мощности в ЛЭП
(4.15)
(4.16)
Весь расчет потерь мощности сводим в таблицу №8 и в таблицу №9
Таблица №8
Баланс мощностей при максимальной, минимальной и аварийной нагрузке.
Мощности и потери мощностей, МВ*А Кольцо 1 - 2 Кольцо 3 - 4
I
подстанция II
подстанция III подстанция IV подстанция
Мощность
потребителей
с шин 10 кВ Макс. 20 + j9,6 16 + j7,6 12 + j5,7 17 + 8,02
Мин. 10 + j5,3 6 + j3,2 7 + j3,7 8 + j4,3
Авар. 20 + j9,6 16 + j7,6 12 + j5,7 17 + 8,02
Потери
мощности в
обмотке 10кВ Макс. 0,009+j0,26 0,009+j0,23 Мин. 0,0014+j0,038 0,003+j0,085 Авар. 0,009+j0,26 0,009+j0,23 Потери мощн. в обмотках трансформатора Макс. 0,081+j1,61 0,058+j1,15
Мин. 0,02+j0,41 0,0136+j0,27
Авар. 0,081+j1,61 0,058+j115,
Мощность
начала звена
обмотки 10 кВ Макс. 16,009+j7,86 12,009+j6 Мин. 6,0014+j3,2 7+j3,85 Авар. 16,009+j7,86 12,009+j6 Мощность
потребителей
с шин 35 кВ Макс. 25 + j12 18 + j8,7 Мин. 15 + j8 8 + j4,31 Авар. 25 + j12 18 + j8,7 Потери
мощности в
обмотке 35кВ Макс. 0,023+j0 0,02+j0 Мин. 0,009+j0 0,0046+j0 Авар. 0,023+j0 0,002+j0 Мощность
начала звена
обмотки 35 кВ Макс. 25,023+j12,09 18,02+j8,71 Мин. 15,009+j8,09 8,004+j4,31 Авар. 25,023+j12,09 18,02+j8,71 Мощность конца
обмотки 110 кВ
Макс. 41,03+j19,95 30,02+j14,7 Мин. 25,02+j13,8 15+j8,165 Авар. 41,03+j19,95 30,02+j14,7 Потери в
обмотке 110 кВ трансформатор Макс. 0,065+j2,79 0,062+j2,402 Мин. 0,025+j1,09 0,016+j0,625 Авар. 0,065+j2,79 0,062+j2,402 Мощность
начала звена
обмотки 110 кВ Макс. 41,09+j22,7 30,08+j17,11 Мин. 25,05+j14,89 15,02+j9,14 Авар. 41,09+j22,7 30,08+j17,11 Потери мощн.
в проводим.
трансф. Макс. 0,036+j0,224 0,08+j0,48 0,057+0,35 0,036+j0,224
Мин. 0,036+j0,224 0,08+j0,48 0,057+0,35 0,036+j0,224
Авар. 0,036+j0,224 0,08+j0,48 0,057+0,35 0,036+j0,224
Мощность поступающая в трансформатор Макс. 20,11+j11,4 40,03+j23,23 30,13+j17,46 17,094+9,37
Мин. 10,38+j5,934 25,134+j15,37 15,07+j9,14 8,04+j4,8
Авар. 20,11+j11,4 40,03+j23,23 30,13+j17,46 17,094+9,37
Половина
емкостной
мощности линии 0 – 1 0,41 0 – 4 0,916
1 – 2 0,365 4 – 3 0,401
2 - 1 0,76 3 – 0 0,904
Мощн. на шинах 110кВ с емкостн. мощн. линии Макс. 52,11+j26,09 42,03+j22,09 56,1+j28,74 17,09+j8,05
Мин. 40,38+j21,34 25,1+j14,24 31,07+j16,4 8,04+j3,48
Авар. 52,11+j26,09 42,03+j22,09 56,1+j28,74 17,09+j8,05
Таблицы №9 Баланс мощностей при максимальной, минимальной и аварийной нагрузке на линиях подстанции
Мощности и потери мощностей Максимальный
режим Минимальный
Режим Аварийный режим
Мощность начала линии
0 – 1 59,62+j32,61 42,3+j23,6 Мощность начала звена
0 – 1 59,62+j32,61 42,3+j24 Мощность конца звена
0 –1 58,43+j29,73 41,68+j22,49 Мощность начала звена
1 – 2 6,32+j3,64 1,301+j1,15 52,11+j26,5
Мощность конца звена
1 – 2 6,3+j3,61 1,3+j1,15 53,43+j28,78
Мощность конца звена
2 – 0 35,73+j18,48 23,83+j13,09 95,46+j50,88
Мощность начала звена
2 – 0 36,31+j20,44 24,09+j13,97 99,68+j65,06
Мощность начала линии
2 – 0 36,31+j19,68 24,09+j13,21 99,68+j64,3
Мощность начала линии
0 – 4 33,37+j17,47 17,4+j8,33 Мощность начала звена
0 – 4 33,37+j18,39 17,4+j9,25 Мощность конца звена
0 –4 32,6+j16,43 17,19+j8,7 Мощность начала звена
4 – 3 15,5+j8,38 9,14+j5,21 Мощность конца звена
4 – 3 15,4+j8,17 9,1+j5,14 Мощность конца звена
3 – 0 40,73+j20,57 21,97+j11,31 Мощность начала звена
3 – 0 41,65+j23,4 22,21+j12,19 Мощность начала линии
3 – 0 41,65+j22,5 22,21+j11,286 4.3.Определение напряжения на шинах подстанции
Напряжение на шинах ВН п/ст определяется по формуле:
(4.1)
где R и X – сопротивления участка ВЛ.
Для электрических сетей напряжением 110 кВ поперечная составляющая падения напряжения принимает незначительное значение, поэтому данной величиной можно пренебречь.
Определения напряжения на шинах НН и СН подстанции производится по аналогичным формулам, но учитываются потери напряжения в сопротивлениях трансформаторов.
В итоге получаем расчетные напряжения на шинах высокого напряжения подстанций, максимальном, минимальном и аварийном режимах.
В максимальном режиме
Кольцо 3 – 4
























Кольцо 1 – 2























В минимальном режиме
Кольцо 3 – 4
























Кольцо 1 – 2























Аварийный режим


















4.4.Выбор способа регулирования напряжения и определение коэффициента трансформации.
Согласно нормам технологического проектирования на подстанциях устанавливают трансформаторы со встроенными системами регулирования напряжения РПН (регулирование под нагрузкой).
Для трехобмоточных трансформаторов в первую очередь выбирается положение РПН исходя и расчетного желаемого напряжения на шинах низшего напряжения подстанции. Затем выбирается одно общее для всех режимов ответвление обмотки высшего напряжения.
Трансформаторам с РПН выбор ответвления производится в следующем порядке:
Определяется расчетное напряжение на шинах НН и СН
(4.2)
где - расчетное напряжение на шинах НН и СН приведенное к стороне ВН трансформатора;
- коэффициент трансформации;
Принимаем число витков обмотки ВН при работе ее на основное ответвление за 100%. Тогда необходимое относительное снижение числа витков обмотки ВН для получения желательного напряжения на шинах определяется:
(4.3)
Из справочника определяется диапазон регулирования данного трансформатора
где n – число ответвлений;
- относительное число витков одной ступени регулирования, %.
Выбирается рабочее ответвление обмотки ВН
(4.4)
полученное число округляется до ближайшего целого.
Определяется фактическое напряжение на шинах НН, кВ
(4.5)
В максимальном режиме
Диапазон регулирования






В минимальном режиме
Диапазон регулирования






В аварийном режиме


Список использованной литературы
М: Рожкова Л.Д., Козулин В.С. Электрооборудование станций и подстанций: Учебник для техникумов. -3-е издание, перераб. И доп.-М: Энергоатомиздат, 1987-648 с. ил.
Л2: В.А Боровиков, В.К. Косарев, Г.А. Ходот Электрические сети и система. Учебник пособие для техникумов. М., «Энергия». 1968
Л.З. Пособие к курсовому и дипломному проектированию для электроэнергетических специальностей вузов: Учебник пособие для студентов электроэнергетических спец. вузов, 2-е издание, перераб. и доп. /В.М. Блок, Г.К. Обушев, Л.Б. Паперко и др.: Под редакцией В.М. Блок – М.: Высшая школа, 1990-383с.

Приложенные файлы


Добавить комментарий