Главная База знаний "Allbest" Физика и энергетика Проектирование электрической сети

Проектирование электрической сети

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.

Рубрика Физика и энергетика
Вид курсовая работа
Язык русский
Дата добавления 17.12.2015
Размер файла 372,7 K

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/

Размещено на http://www.allbest.ru/

1. Задание и исходные данные для проектирования

электрический цепь трансформатор напряжение

Спроектировать электрическую сеть для электроснабжения указанных потребителей от электрической системы в соответствии с вариантом. Месторасположение источника питания и потребителей электроэнергии указано на рисунке 1.1, а их характеристики - в таблице 1.1. Электрическая сеть расположена в объединенной энергосистеме (ОЭС) Сибири, III районе по гололеду.

В таблице 1.1 приведены значения активной мощности нагрузок потребителей в максимальном режиме Рi=Рмаксi.

Расстояния между точками:

l01=16 км; l02=14 км; l03=15 км; l04=16 км; l05=18 км; l12=17 км; l13=26 км; l14=31 км; l15=33 км; l23=11 км; l24=21 км; l25=29 км; l34=12 км; l35=22 км; l45=12 км.

Рисунок 1.1 - Месторасположение источника питания и потребителей электроэнергии

Таблица 1.1 - Характеристика источника питания и потребителей электроэнергии

№ пст

Рмаксрi

МВт

Qмаксрi

Мвар

|Sмаксрi|

МВА

Рпаврi

МВт

Qпаврi

Мвар

|Sпаврi|

МВА

cosfi

Tмi

ч

Uннi

кВ

Доля нагрузки 3-й категории, d3i, %

Источник питания 0

0,77

Подстанция 1

16

10,75

19,28

16

10,75

19,28

0,83

5700

10

0

Подстанция 2

35

21,69

41,18

35

21,69

41,18

0,85

4100

10

0

Подстанция 3

24

16,13

28,92

24

16,13

28,92

0,83

3400

10

0

Подстанция 4

17

18,84

25,37

8,5

9,42

12,69

0,67

5700

6

50

Подстанция 5

31

24,06

39,24

31

24,06

39,24

0,79

3900

10

0

Определяются значения полной мощности нагрузок потребителей , исходя из активной мощности нагрузки и коэффициента мощности cosi потребителей, указанных в таблице 1.1.

Определение электрической нагрузки на подстанциях в послеаварийном режиме

2. Составление вариантов схемы электрической сети и выбор наиболее рациональных вариантов

2.1 Варианты разомкнутой схемы электрической сети

Составляются варианты разомкнутой схемы электрической сети. Варианты схем приведены на рисунке 2.1.

Рисунок 2.1 - Варианты радиально-магистральных схем

Производится предварительный анализ и выбор вариантов радиально-магистральных схем исполнения сети. Результаты сводятся в таблицу 2.1.

Таблица 2.1 - Характеристика вариантов радиально-магистральных схем

Вариант

Участок

lЛЭП, км

lЛЭП, км

Номер

п/ст

Количество

выключателей

n, шт.

n, шт.

Pi,

МВт

Момент мощности

Pilс, МВткм

Pi lс,

МВткм

а)

01

32

158

1

2

21

16

256

1936

02

28

2

2

35

490

03

30

3

2

24

360

04

32

4

2

17

272

05

36

5

2

31

558

0 (РЭС)

11

б)

01

32

140

1

2

17

16

256

2666

23

22

2

2

35

910

03

30

3

2

24

360

04

32

4

2

17

272

45

24

5

2

31

868

0 (РЭС)

7

в)

01

32

134

1

2

17

16

256

2769

23

22

2

2

35

1155

34

12

3

2

24

528

04

32

4

2

17

272

05

36

5

2

31

558

0 (РЭС)

7

г)

01

32

142

1

2

17

16

256

2533

02

28

2

2

35

490

23

22

3

2

24

600

34

24

4

2

17

629

05

36

5

2

31

558

0 (РЭС)

7

Из предложенных схем наилучшим вариантом исполнения сети является вариант, приведенный на рисунке 2.1 б).

2.2 Варианты схемы электрической сети, имеющей замкнутый контур

Варианты схемы электрической сети, имеющей замкнутый контур, приведены на рисунке 2.2.

Рисунок 2.2 - Варианты схем, имеющих замкнутый контур

Производится предварительный анализ и выбор вариантов схем исполнения сети, имеющих замкнутый контур. Результаты сводятся в таблицу в таблицу 2.2.

Таблица 2.2 - Характеристика вариантов схем, имеющих замкнутый контур

Вариант

Участок

lЛЭП, км

lЛЭП, км

Номер п/ст

Количество выключателей n, шт.

n, шт.

а)

01

16

126

1

3

21

12

17

2

3

02

14

3

3

03

15

4

3

34

12

5

2

04

16

0 (РЭС)

7

05

36

б)

01

16

115

1

3

18

12

17

2

3

23

11

3

3

03

15

4

2

04

32

5

2

45

24

0 (РЭС)

5

в)

01

32

121

1

2

20

02

14

2

3

23

11

3

3

34

12

4

3

04

16

5

2

05

36

0 (РЭС)

7

г)

01

16

104

1

3

20

12

17

2

3

02

14

3

3

03

15

4

3

34

12

5

3

45

12

0 (РЭС)

5

05

18

Исходя из упрощенных критериев, из предложенных схем наилучшим вариантом исполнения сети является вариант, приведенный на рисунке 2.2 б).

3. Приближённый расчёт потокораспределения в электрической сети

Схемы потокораспределения приведены на рисунке 3.1.

Рисунок 3.1 - Схема потокораспределения в сети:

а) для разомкнутой сети в максимальном режиме; б) для разомкнутой сети в послеаварийном режиме; в) для сети с замкнутым контуром в максимальном режиме; г) для и сети с замкнутым контуром в послеаварийном режиме

Рассчитываются потоки мощности для участков сети в максимальном и послеаварийном режимах в соответствии с формулами приведенными ниже. Результаты сводятся в таблицу 3.1.

Для разомкнутой сети:

Для сети с замкнутым контуром:

В сети, имеющей замкнутый контур, точка 2 является точкой потокораздела активной и реактивной мощностей.

В послеаварийном режиме из строя выходит наиболее загруженный участок 03.

Таблица 3.1 - Расчет потокораспределения в электрической сети

Участок

количество цепей n, шт

lуч, км

Рмаксрi, МВт

Qмаксрi, Мвар

|Sмаксрi|, МВА

Рпаврi, МВт

Qпаврi, Мвар

|Sпаврi|, МВА

Разомкнутая сеть

01

2

16

8

5,38

9,64

16

10,75

19,28

03

2

15

29,5

18,91

35,05

59

37,82

70,09

23

2

11

17,5

10,85

20,59

35

21,69

41,18

04

2

16

24

21,45

32,31

39,5

33,48

51,93

45

2

12

15,5

12,03

19,62

31

24,06

39,24

Сеть с замкнутым контуром

01

1

16

33,19

21,50

39,54

75

48,57

89,37

12

1

17

17,19

10,74

20,27

59

37,82

70,09

23

1

11

17,81

10,95

20,91

24

16,13

28,92

03

1

15

41,81

27,08

49,81

0

0

0

04

2

16

24

21,45

32,19

39,5

33,48

51,93

45

2

12

15,5

12,03

19,62

31

24,06

39,24

4. Выбор номинальных напряжений электрической сети

Номинальное напряжение Uном вычисляется по формуле Стилла: , а потери напряжения: .

Результаты расчетов, а так же ближайшие стандартные наибольшие и наименьшие напряжения приведены в таблице 4.1. Результаты проверки напряжения сведены в таблицу 4.2

Таблица 4.1 - Результаты расчетов напряжения для электрической сети

Участок

lуч км

Ручмаксрi МВт

Qучмаксрi Мвар

Ручпаврi МВт

Qучпаврi Мвар

Uномуч кВ

Uном=35 кВ

Uном=110 кВ

Uном=220 кВ

r0

x0

ДUучмакс

ДUучпавр

r0

x0

ДUучмакс

ДUучпавр

r0

x0

ДUучмакс

Разомкнутая сеть

01

16

8

5,38

16

10,75

52,08

0,3

0,4

2,08

4,16

0,2

0,4

0,55

1,09

0,1

0,4

0,21

03

15

29,5

18,91

59

37,82

95,78

0,3

0,4

7,03

14,07

0,2

0,4

1,84

3,67

0,1

0,4

0,72

23

11

17,5

10,85

35

21,69

74,03

0,3

0,4

3,01

6,03

0,2

0,4

0,78

1,57

0,1

0,4

0,30

04

16

24

21,45

39,5

33,48

86,80

0,3

0,4

7,21

11,54

0,2

0,4

1,95

3,10

0,1

0,4

0,80

45

12

15,5

12,03

31

24,06

69,98

0,3

0,4

3,24

6,49

0,2

0,4

0,86

1,73

0,1

0,4

0,35

Сеть с замкнутым контуром

01

16

33,19

21,50

75

48,57

101,50

0,3

0,4

8,48

19,17

0,2

0,4

2,22

5,01

0,1

0,4

0,87

12

17

17,19

10,74

59

37,82

74,16

0,3

0,4

4,59

15,94

0,2

0,4

1,20

4,16

0,1

0,4

0,46

23

11

17,81

10,95

24

16,13

74,67

0,3

0,4

3,06

4,29

0,2

0,4

0,79

1,13

0,1

0,4

0,31

03

15

41,81

27,08

0

0,00

113,51

0,3

0,4

10,02

0,00

0,2

0,4

2,62

0,00

0,1

0,4

1,02

04

16

24,00

21,45

39,5

33,48

86,80

0,3

0,4

7,21

11,54

0,2

0,4

1,95

3,10

0,1

0,4

0,80

45

12

15,50

12,03

31

24,06

69,98

0,3

0,4

3,24

6,49

0,2

0,4

0,86

1,73

0,1

0,4

0,35

Таблица 4.2 - Проверка напряжения для электрической сети

Участок

Uном=35 кВ

Uном=110 кВ

Uном=220 кВ

Окончательное Uном, кВ

УДUмакср

15% Uном

УДUпавр

20% Uном

УДUмакср

15% Uном

УДUпавр

20% Uном

УДUмакср

15% Uном

Разомкнутая сеть

01

2,08

5,25

4,16

7

0,55

16,5

1,09

22

0,21

33

35

032

10,05

5,25

20,10

7

2,62

16,5

5,24

22

1,02

33

110

045

10,46

5,25

18,03

7

2,81

16,5

4,82

22

1,15

33

110

Сеть с замкнутым контуром

012

13,07

5,25

39,40

7

3,41

16,5

10,29

22

1,33

33

110

032

13,07

5,25

7

3,41

16,5

22

1,33

33

110

045

10,46

5,25

18,03

7,00

2,81

16,5

4,82

22

1,15

33

110

Проверка напряжения производится в соответствии со следующими критериями:

- для максимального режима Umax15% Uном;

- для послеаварийного режима Uпавр20% Uном.

Так как суммарные потери напряжения в сети напряжением 220кВ не превышают 3% от Uном в максимальном режиме, то Uном=220кВ завышено.

Окончательно принимается напряжение 35 кВ на участке 01 и 110 кВ на участках 032 и 045 разомкнутой сети, напряжение 110кВ на всех участках сети с замкнутым контуром.

5. Баланс активной и реактивной мощностей в электрической сети

5.1 Приближённый баланс активной мощности в сети

Разомкнутая сеть

Участок 01 (напряжение 35 кВ)

Приближённый баланс активной мощности в сети рассчитывается по выражению [2]:

=16 МВт.

0,95·16+0,08·16+0,1·16=18,08 МВт.

18,08 МВт.

Считается, что установленная мощность генераторов источника питания Pип достаточна для покрытия потребностей сети: 18,08 МВт.

Реактивная мощность, выдаваемая источником питания в сеть Qип, определяется по выражению:

0,77 0,83.

18,08·0,83 =15,01 МВар.

Участки 032 и 045 (напряжение 110 кВ)

=35+24+17+31=107 МВт.

0,95·107+0,08·107+0,1·107=120,91 МВт.

120,91 МВт.

120,91·0,83 =100,36 МВар.

Сеть с замкнутым контуром.

=16+35+24+17+31=123 МВт.

0,95·123+0,08·123+0,1·123=138,99 МВт.

138,99 МВт.

138,99·0,83 =115,36 МВар.

5.2 Приближённый баланс реактивной мощности в сети

Приближённый баланс реактивной мощности в сети рассчитывается по формулам, приведенным ниже. Результаты расчетов сведены в таблицу 5.1

Таблица 5.1 - Результаты расчетов мощности в сети

Участок

кол-во цепей n, шт.

lуч, км

Sмаксуч, МВА

ДQуч, Мвар

Qi, Мвар

Uном, кВ

х0

ДQлэп, Мвар

Qнагр, Мвар

ДQтр, Мвар

Qрез, Мвар

QсУ, Мвар

Qсети, Мвар

Разомкнутая сеть

01

2

16

9,64

0,971

10,75

35

0,4

0,971

10,752

1,928

1,075

0,000

14,188

03

2

15

35,05

1,218

21,69

110

0,4

1,718

80,714

13,471

8,071

1,718

98,220

23

2

11

20,59

0,308

16,13

110

0,4

04

2

16

32,31

1,104

18,84

110

0,4

45

2

12

19,62

0,305

24,06

110

0,4

Сеть с замкнутым контуром

01

1

16

39,54

0,827

10,75

110

0,4

3,849

91,466

15,398

9,147

3,849

111,437

12

1

17

20,27

0,231

21,69

110

0,4

23

1

11

20,91

0,159

16,13

110

0,4

03

1

15

49,81

1,230

18,84

110

0,4

04

2

16

32,19

1,096

24,06

110

0,4

45

2

12

19,62

0,305

110

0,4

6. Определение необходимости установки и выбор компенсирующих устройств в электрической сети

Разомкнутая сеть

Участок 01 (напряжение 35 кВ)

Определяется мощность компенсирующих устройств [1].

14,188-15,01=-0,822 МВар.

Так как, то это свидетельствует о достаточной величине реактивной мощности в сети, и в этом случае нет необходимости устанавливать компенсирующие устройства.

Участки 032 и 045 (напряжение 110 кВ)

Определяется мощность компенсирующих устройств [1].

98,22-100,36=-2,14 МВар.

Так как, то это свидетельствует о достаточной величине реактивной мощности в сети, и в этом случае нет необходимости устанавливать компенсирующие устройства.

Сеть с замкнутым контуром.

Определяется мощность компенсирующих устройств [1].

111,437-115,36=-3,923 МВар.

Так как, то это свидетельствует о достаточной величине реактивной мощности в сети, и в этом случае нет необходимости устанавливать компенсирующие устройства.

Рассчитываются потоки мощности для участков сети в максимальном и послеаварийном режимах. Результаты сводятся в таблицу 6.3.

Таблица 6.3 - Расчет потокораспределения в электрической сети

Участок

lуч, км

Рмаксрi, МВт

Qмаксрi, Мвар

|Sмаксрi|, МВА

Рпаврi, МВт при выходе из строя уч-ка

Qпаврi, Мвар при выходе из строя уч-ка

|Sпаврi мах|, МВА

01

03

01

03

Разомкнутая сеть

01

16

8

5,38

9,64

16

10,75

19,28

03

15

29,5

18,91

35,05

59

37,82

70,09

23

11

17,5

10,85

20,59

35

21,69

41,18

04

16

24

21,45

32,31

39,5

33,48

51,93

45

12

15,5

12,03

19,62

31

24,06

39,24

Сеть с замкнутым контуром

01

16

33,19

21,50

39,54

0

75

0,00

48,57

89,37

12

17

17,19

10,74

20,27

16

59

10,75

37,82

70,09

23

11

17,81

10,95

20,91

51

24

32,44

16,13

60,44

03

15

41,81

27,08

49,81

75

0

48,57

0,00

89,35

04

16

24,00

21,45

32,19

39,5

39,5

33,48

33,48

51,93

45

12

15,50

12,03

19,62

31

31

33,48

24,06

39,24

7. Выбор трансформаторов на подстанциях

При питании потребителей 1 и 2 категории на подстанции устанавливаются 2 трансформатора, мощность которых выбирается по выражению:

,

где - максимальная нагрузка подстанции с учетом мощности компенсирующих устройств, МВА;

- коэффициент перегрузки.

При питании потребителей 3 категории на подстанции устанавливается 1 трансформатор, мощность которого выбирается по выражению:

Расчетные и каталожные данные по выбору трансформаторов приведены в таблице 7.1

Таблица 7.1 - Расчетные и каталожные данные по выбору трансформаторов

№ пст

Si МВА

Siном тр расч, МВА

Siном тр, МВА'

Кол-во тр-ров

Тип тр-ра

±n*E0, %

Uкз, %

?Pкз, МВт

?Pхх, МВт

Iхх, %

Rтрi, Ом

Xтрi, Ом

Uномнн, кВ

Разомкнутая сеть

1

19,28

13,77

16

2

ТДНС-16000/35

±8х1,5

10

0,085

0,018

0,55

0,45

8,4

10,5

2

41,18

29,41

40

2

ТРДН-40000/110

±9х1,78

10,5

0,172

0,036

0,65

1,4

34,7

10,5

3

28,92

20,65

25

2

ТРДН-25000/110

±9х1,78

10,5

0,12

0,027

0,7

2,54

55,9

10,5

4

25,37

18,12

25

2

ТРДН-25000/110

±9х1,78

10,5

0,12

0,027

0,7

2,54

55,9

10,5

5

39,24

28,03

40

2

ТРДН-40000/110

±9х1,78

10,5

0,172

0,036

0,65

1,4

34,7

10,5

Сеть с замкнутым контуром

1

19,28

13,77

16

2

ТДН-16000/110

±9х1,78

10,5

0,085

0,019

0,7

4,38

86,7

11

2

41,18

29,41

40

2

ТРДН-40000/110

±9х1,78

10,5

0,172

0,036

0,65

1,4

34,7

10,5

3

28,92

20,65

25

2

ТРДН-25000/110

±9х1,78

10,5

0,12

0,027

0,7

2,54

55,9

10,5

4

25,37

18,12

25

2

ТРДН-25000/110

±9х1,78

10,5

0,12

0,027

0,7

2,54

55,9

10,5

5

39,24

28,03

40

2

ТРДН-40000/110

±9х1,78

10,5

0,172

0,036

0,65

1,4

34,7

10,5

8. Выбор сечений проводов воздушных линий электропередачи

Для воздушных линий 35-220 кВ выбираются сталеалюминевые провода марки АС, а для прокладки линий используются железобетонные опоры [1,4].

Результаты выбора и проверки сечений проводов ВЛЭП сводятся в таблицы 8.1-8.2, при этом используются следующие формулы:

,

где - ток, протекающий по участку сети, в нормальном режиме, А;

- ток, протекающий по участку сети, в послеаварийном режиме, А.

Таблица 8.1 - Выбор сечений проводов воздушных ЛЭП

Уч-ок

кол-во цепей n, шт.

Sмаксрi, МВА

|Sмакср| МВА

Iмакср, А

Марка-сечение провода Fi, мм2

Iдоп, А

Разомкнутая сеть

01

2

8

+j

5,38

9,64

159,18

АС-70

265

03

2

29,5

+j

18,91

35,05

184,16

АС-70

265

23

2

17,5

+j

10,85

20,59

108,19

АС-70

265

04

2

24

+j

21,45

32,31

169,77

АС-70

265

45

2

15,5

+j

12,03

19,62

103,10

АС-70

265

Сеть с замкнутым контуром

01

1

33,19

+j

21,50

39,54

207,78

АС-120

390

12

1

17,19

+j

10,74

20,27

106,51

АС-120

390

23

1

17,81

+j

10,95

20,91

109,87

АС-120

390

03

1

41,81

+j

27,08

49,81

261,77

АС-120

390

04

2

24,00

+j

21,45

32,19

169,14

АС-120

390

45

2

15,50

+j

12,03

19,62

103,10

АС-120

390

Таблица 8.2 - Проверка сечений проводов воздушных ЛЭП

Участок

Iдоп, А

Sпавр, МВА при выходе из строя уч-ка

|Sпавр|, МВА при выходе из строя уч-ка

Iпавр, А при выходе из строя уч-ка

Iпаврмакс, А

Марка-сечение провода Fi, мм2

01

03

01

03

01

03

Разомкнутая сеть

01

450

16

+j

10,75

19,28

318,37

318,37

АС-150/24

03

450

59

+j

37,82

70,09

368,32

368,32

АС-150/24

23

390

35

+j

21,69

41,18

216,38

216,38

АС-120/19

04

450

39,5

+j

33,48

51,93

272,87

272,87

АС-150/24

45

390

31

+j

24,06

39,24

206,20

206,20

АС-120/19

Сеть с замкнутым контуром

01

605

0

+j

0,00

75

+j

48,57

0,00

89,37

0,00

469,62

469,62

АС-240/32

12

605

16

+j

10,75

59

+j

37,82

19,28

70,09

101,30

368,32

368,32

АС-240/32

23

605

51

+j

32,44

24

+j

16,13

60,44

28,92

317,63

151,95

317,63

АС-240/32

03

605

75

+j

48,57

0

+j

0,00

89,35

0,00

469,54

0,00

469,54

АС-240/32

04

450

39,5

+j

33,48

39,5

+j

33,48

51,93

51,93

272,87

272,87

272,87

АС-150/24

45

390

31

+j

24,06

31

+j

24,06

39,24

39,24

206,20

206,20

206,20

АС-120/19

9. Составление схемы замещения электрической сети и определение ее параметров

Схема замещения радиально-магистральной сети представлена на рисунке 9.1, сети, имеющей замкнутый контур - на рисунке 9.2.

Рисунок 9.1 - Схема замещения радиально-магистральной сети

Рисунок 9.2 - Схема замещения сети, имеющей замкнутый контур

Результаты расчета параметров схем замещения ВЛЭП и трансформаторов разомкнутой сети и сети, имеющей замкнутый контур, приведены в таблице 9.1-9.2.

Параметры схем замещения элементов электрической сети определяются следующим образом.

- для ВЛЭП:

где n - количество цепей на участке.

- для трансформаторной подстанции:

где n - количество трансформаторов на подстанции.

Таблица 9.1 - Определение параметров схемы замещения воздушных ЛЭП

Участок сети

Кол-во цепей ЛЭП

Марка-сечение провода F, мм2

Uном, кВ

lуч, км

r0, Ом/км

x0, Ом/км

b0*10-6, См/км

Rуч, Ом

Xуч, Ом

Qучс'=Qучс'' Мвар

Разомкнутая сеть

01

2

АС-150/24

35

16

0,198

0,406

0

1,584

3,248

0,000

03

2

АС-150/24

110

15

0,198

0,42

2,7

1,485

3,150

0,033

23

2

АС-120/19

110

11

0,249

0,427

2,66

1,370

2,349

0,032

04

2

АС-150/24

110

16

0,198

0,42

2,7

1,584

3,360

0,033

45

2

АС-120/19

110

12

0,249

0,427

2,66

1,494

2,562

0,032

Сеть с замкнутым контуром

01

1

АС-240/32

110

16

0,12

0,405

2,81

1,920

6,480

0,017

12

1

АС-240/32

110

17

0,12

0,405

2,81

2,040

6,885

0,017

23

1

АС-240/32

110

11

0,12

0,405

2,81

1,320

4,455

0,017

03

1

АС-240/32

110

15

0,12

0,405

2,81

1,800

6,075

0,017

04

2

АС-150/24

110

16

0,198

0,42

2,7

1,584

3,360

0,033

45

2

АС-120/19

110

12

0,249

0,427

2,66

1,494

2,562

0,032

Таблица 9.2 - Определение параметров схем замещения трансформаторов подстанций

№

пст

Кол-во

тр-ров, шт

Тип тр-ра

Sномтр,

МВА

?Pхх,

МВт

Iхх,

%

?Sст, МВА

Zтр=Rтр+jХтр,

ОМ

Разомкнутая сеть

1

2

ТДНС-16000/35

16

0,018

0,55

0,036+j0,762

0,225+j4,2

2

2

ТРДН-40000/110

40

0,036

0,65

0,072+j0,52

0,7+j17,35

3

2

ТРДН-25000/110

25

0,027

0,7

0,054+j0,35

1,27+j27,95

4

2

ТРДН-25000/110

25

0,027

0,7

0,054+j0,35

1,27+j27,95

5

2

ТРДН-40000/110

40

0,036

0,65

0,072+j0,52

0,7+j17,35

Сеть с замкнутым контуром

1

2

ТДН-16000/110

16

0,019

0,7

0,038+j0,224

2,19+j43,35

2

2

ТРДН-40000/110

40

0,036

0,65

0,072+j0,52

0,7+j17,35

3

2

ТРДН-25000/110

25

0,027

0,7

0,054+j0,35

1,27+j27,95

4

2

ТРДН-25000/110

25

0,027

0,7

0,054+j0,35

1,27+j27,95

5

2

ТРДН-40000/110

40

0,036

0,65

0,072+j0,52

0,7+j17,35

10. Разработка схемы соединений

Схема электрических соединений разомкнутой сети приведена на рисунке 10.1, а для сети с замкнутым контуром на рисунке 10.2.

Рисунок 10.1 - Схема электрических соединений разомкнутой сети

Рисунок 10.2 - Схема электрических соединений сети с замкнутым контуром

11. Технико-экономическое обоснование окончательного варианта исполнения электрической сети

11.1 Определение капиталовложений на сооружение электрической сети

Расчеты по определению капиталовложений на сооружение воздушных ЛЭП и подстанций электрической сети приведены в таблице 11.1 - 11.2.

Таблица 11.1 - Капиталовложения на сооружение воздушных ЛЭП

Участок

lуч, км

Тип опор

Марка-сечение провода F, мм2

С0ЛЭП, тыс. руб./км

КЛЭП=С0ЛЭПЧlуч, тыс. руб.

КЛЭПУ, тыс. руб.

Разомкнутая сеть (вариант I)

01

16

Ж/б двухцепные

АС-150/24

17,8

284,8

284,8

03

15

Ж/б двухцепные

АС-150/24

22,2

333

1157,4

23

11

Ж/б двухцепные

АС-120/19

20,4

224,4

04

16

Ж/б двухцепные

АС-150/24

22,2

355,2

45

12

Ж/б двухцепные

АС-120/19

20,4

244,8

Сеть с замкнутым контуром (вариант II)

01

16

Ж/б одноцепные

АС-240/32

25

400

2075

12

17

Ж/б одноцепные

АС-240/32

25

425

23

11

Ж/б одноцепные

АС-240/32

25

275

03

15

Ж/б одноцепные

АС-240/32

25

375

04

16

Ж/б двухцепные

АС-150/24

22,2

355,2

45

12

Ж/б двухцепные

АС-120/19

20,4

244,8

Таблица 11.2 - Капиталовложения на сооружение подстанций

Элементы сети

Стоимость

Кп/стУ, тыс. руб.

РЭС

п/ст 1

п/ст 2

п/ст 3

п/ст 4

п/ст 5

Разомкнутая сеть (вариант I)

РУ на РЭС

3х9+5х35

-

-

-

-

2531,4

ОРУ на подстанции

-

-

-

-

-

типовая схема

-

2х5,4+4х2,4

2х36+4х11,5

2х36+4х11,5

2х36+4х11,5

дополнительные выключатели

-

-

-

-

-

трансформаторы

-

2х61,2

2х109

2х84

2х84

2х109

БК

0х30

0х30

0х30

0х30

0х30

0х30

постоянная часть затрат

105

210

210

210

210

Итого

202

247,8

544,8

496

496

544,8

Сеть с замкнутым контуром (вариант II)

РУ на РЭС

5х35

-

-

-

-

2710,6

ОРУ на подстанции

-

-

-

-

-

типовая схема

-

2х36+4х11,5

2х36+4х11,5

2х36+4х11,5

2х36+4х11,5

дополнительные выключатели

-

-

-

-

-

трансформаторы

-

2х63

2х109

2х84

2х84

2х109

БК

0х30

0х30

0х30

0х30

0х30

постоянная часть затрат

210

210

210

210

210

Итого

175

454

544,8

496

496

544,8

К исполнению принимаем элегазовый выключатель.

11.2 Определение ежегодных издержек на эксплуатацию электрической сети

Определяются технико-экономические показатели по следующим формулам:

;

алэп=2,4%, ап/ст=6,4%, орлэп=0,4%, орп/ст=3,0%.

;.; Tґ=/max=/kм2

Результаты расчетов сведены в таблицу 11.3.

Определяются потери электроэнергии в трансформаторах, зависящие и независящие от нагрузки. Данные сводятся в таблицу 11.4.

Определяются потери электроэнергии в воздушных ЛЭП, зависящие и независящие от нагрузки. Данные сводятся в таблицу 11.5.

Определяются потери электроэнергии в батареях конденсаторов, зависящие и независящие от нагрузки. Данные сводятся в таблицу 11.6.

Таблица 11.3 - Технико-экономические показатели

Показатели

Разомкнутая сеть

Сеть с замкнутым контуром

110 кВ

35 кВ

110 кВ

Капиталовложения Ксети, тыс. руб.

4096,8

671,52

5742,72

Отчисления на амортизацию Иа, тыс. руб.

206,64

29,31

267,93

Отчисления на обслуживание и ремонт Иор, тыс. руб.

86,79

11,26

107,54

Число часов использования максимума нагрузки Тм, ч

6000

4357,11

4570,82

Время максимальных потерь ф, ч

4591,78

2744,30

2957,87

Годовое число часов использования максимума нагрузки Т'м, ч

5087,85

3040,77

3277,41

Годовое число часов использования максимума нагрузки Т''м, ч

8760

8760

8760

Стоимость 1 МВтЧч потерь электроэнергии З'э, тыс. руб./(МВтЧч)

1,26Ч10-2

1,5Ч10-2

1,35Ч10-2

Стоимость 1 МВтЧч потерь электроэнергии З''э, тыс. руб./(МВтЧч)

1,2Ч10-2

1,2Ч10-2

1,2Ч10-2

Таблица 11.4 - Потери электроэнергии в трансформаторах

№ П/ст

Кол-во тр-ров n, шт

, МВ·А

Sномтрi, МВА

Pкз, МВт

, ч

Wтрiґ, МВтч

WтрУґ, МВтч

Pхх, МВт

T, ч

Wтрiґґ, МВтч

WтрУґґ, МВтч

Разомкнутая сеть

1

2

19,28

16

0,085

3040,77

198,63

1806,23

0,019

8760

367,92

2575,44

2

2

41,18

40

0,172

5087,85

463,67

0,036

8760

630,72

3

2

28,92

25

0,12

5087,85

408,39

0,027

8760

473,04

4

2

25,37

25

0,12

5087,85

314,45

0,027

8760

473,04

5

2

39,24

40

0,172

5087,85

421,10

0,036

8760

630,72

Сеть с замкнутым контуром

1

2

19,28

16

0,085

3277,41

202,19

1237,76

0,019

8760

332,88

2540,4

2

2

41,18

40

0,172

3277,41

298,68

0,036

8760

630,72

3

2

28,92

25

0,12

3277,41

263,07

0,027

8760

473,04

4

2

25,37

25

0,12

3277,41

202,56

0,027

8760

473,04

5

2

39,24

40

0,172

3277,41

271,26

0,036

8760

630,72

;

Таблица 11.5 - Потери электроэнергии в воздушных ЛЭП

Участок сети

Кол-во цепей ЛЭП

|Sмакср| МВА

Uном, кВ

Rлэпi, Ом

ф, час

ДWлэпiґ, МВтЧч

ДWлэпУґ, МВтЧч

ДWлэпiґґ, МВтЧч

ДWлэпУґґ, МВтЧч

Разомкнутая сеть

01

2

9,64

35

1,584

3040,77

1461,12

9253,19

0

0

03

2

35,05

110

1,485

5087,85

3067,71

0

23

2

20,59

110

1,370

5087,85

976,36

0

04

2

32,31

110

1,584

5087,85

2780,69

0

45

2

19,62

110

1,494

5087,85

967,32

0

Сеть с замкнутым контуром

01

1

39,54

110

1,920

3277,41

813,05

4807,22

0

0

12

1

20,27

110

2,040

3277,41

226,99

0

23

1

20,91

110

1,320

3277,41

156,31

0

03

1

49,81

110

1,800

3277,41

1209,84

0

04

2

32,19

110

1,584

3277,41

1777,93

0

45

2

19,62

110

1,494

3277,41

623,11

0

Таблица 11.6 - Потери электроэнергии в батареях конденсаторов

Номер

п/ст

ДWбкi,'

МВт ч

ДWбк?,'

МВт ч

Qбкi, Мвар

Тбк, ч

ДWбкi,»

МВт ч

ДWбк?,»

МВт ч

Разомкнутая сеть

1

0

0

0,00

7000

0,00

0,00

2

0

0,00

0,00

3

0

0,00

0,00

4

0

0,00

0,00

Сеть с замкнутым контуром

1

0

0

0,00

7000

0,00

0,00

2

0

0,00

0,00

3

0

0,00

0,00

4

0

0,00

0,00

11.3 Определение окончательного варианта исполнения электрической сети

Окончательный вариант исполнения сети выбирается исходя из следущих показателей:

;

; ;

Данные технико-экономического расчёта методом приведённых затрат сводятся в таблицу 11.7.

Таблица 11.7 - Основные технико-экономические показатели для предварительно выбранных вариантов исполнения электрической сети

Показатели

Вариант исполнения электрической сети

Разомкнутая сеть

Сеть с замкнутым контуром

110 кВ

110 кВ

Капиталовложения, Ксети, тыс. руб.

4768,32

5742,72

Потери электроэнергии ДWґ, МВтЧч

11059,43

6044,98

Потери электроэнергии ДWґґ, МВтЧч

2575,44

2540,40

Затраты на возмещение потерь электроэнергии, Зпот, тыс. руб.

192,81

112,09

Ежегодные эксплуатационные издержки Исети, тыс. руб.

526,81

487,57

Приведенные затраты Зпр, тыс. руб.

1099,01

1176,69

Относительная разность приведенных затрат рассматриваемых вариантов ?Зпр, %

-6,60%

Поскольку относительная разность приведенных затрат указывает в пользу схемы разомкнутой сети то, именно ее мы и принимаем к исполнению.

12. Уточненный расчет компенсирующих устройств в электрической сети

При минимальном режиме из-за снижения нагрузки можно отключить один из двух трансформаторов на двухтрансформаторных подстанциях, если выполняется следующее условие:.

12.1 Определение нескомпенсированной реактивной нагрузки

Расчет потерь в стали и в меди для трансформаторов представлен в таблице12.1.

Таблица 12.1 - Расчет потерь в стали и в меди для трансформаторов

№ п/ст

Максимальный и послеаварийный режим

Минимальный режим

Кол-во тр-ров

ДРст трi, МВт

ДQст трi, Мвар

ДРмакср мтрi, МВт

ДРпавр мтрi, МВт

ДQмакср мтрi, Мвар

ДQпавр мтрi, Мвар

Кол-во тр-ров

ДРст трi, МВт

ДQст трi, Мвар

ДРминр мтрi, МВт

ДQминр мтрi, Мвар

1

2

0,042

0,192

0,065

0,065

0,929

0,929

1

0,021

0,096

0,047

0,669

2

2

0,072

0,52

0,091

0,091

2,225

2,225

1

0,036

0,26

0,066

1,602

3

2

0,054

0,35

0,080

0,080

1,756

1,756

1

0,027

0,175

0,058

1,264

4

2

0,054

0,35

0,062

0,015

1,352

0,338

1

0,027

0,175

0,044

0,973

5

2

0,072

0,52

0,083

0,083

2,021

2,021

1

0,036

0,26

0,060

1,455

Определение расчетных нагрузок без учета компенсирующих устройств производится по следующей формуле:

Результаты расчетов приведены в таблице 12.2

Таблица 12.2 - Расчет расчетных нагрузок

№ пст

Рнагрi, МВт

Qнагрi, Мвар

ДPтрi, МВт

ДQтрi, Мвар

QсУ, Мвар

Sрi, МВА

Максимальный режим

1

16

10,75

0,107

1,121

0,000

16,107

+j

11,873

2

35

21,69

0,163

2,745

0,032

35,163

+j

24,404

3

24

16,13

0,134

2,106

0,065

24,134

+j

18,169

4

17

18,84

0,116

1,702

0,065

17,116

+j

20,473

5

31

24,06

0,155

2,541

0,032

31,155

+j

26,567

Минимальный режим

1

9,60

6,45

0,068

0,765

0,000

9,668

+j

7,216

2

21,00

13,01

0,102

1,862

0,032

21,102

+j

14,845

3

14,40

9,68

0,085

1,439

0,065

14,485

+j

11,051

4

10,20

11,30

0,071

1,148

0,065

10,271

+j

12,385

5

18,60

14,44

0,096

1,715

0,032

18,696

+j

16,118

Послеаварийный режим

1

16

10,75

0,107

1,121

0

16,107

+j

11,873

2

35

21,69

0,163

2,745

0,016

35,163

+j

24,420

3

24

16,13

0,134

2,106

0,032

24,134

+j

18,202

4

8,5

9,42

0,069

0,688

0,032

8,569

+j

10,074

5

31

24,06

0,155

2,541

0,016

31,155

+j

26,584

Определяются перетоки мощности без учета компенсирующих устройств. Для максимального и минимального режимов:

В послеаварийном режиме:

Результаты расчетов сводятся в таблицу 12.3.

Таблица 12.3 - Расчет перетоков мощности

Уч-ок

Sучi, МВА

Максимальный режим

Минимальный режим

Послеаварийный режим

01

8,054

+j

5,937

4,834

+j

3,608

16,107

+j

11,873

03

29,649

+j

21,287

17,793

+j

12,948

59,297

+j

42,622

23

17,582

+j

12,202

10,551

+j

7,422

35,163

+j

24,420

04

24,135

+j

23,520

14,484

+j

14,252

39,724

+j

36,657

45

15,577

+j

13,284

9,348

+j

8,059

31,155

+j

26,584

В таблице 12.4 приведены результаты расчета нескомпенсированной реактивной нагрузки для максимального, минимального и послеаварийного режимов.

Таблица12.4 - Результаты расчета нескомпенсированной реактивной нагрузки

№ пс

Режим работы

максимальный

минимальный

послеаварийный

Qнагрi, Мвар

ДQтрi, Мвар

Qнеск п/стi Мвар

Qнеск п/стУ Мвар

Qнагрi, Мвар

ДQтрi, Мвар

Qнеск п/стi Мвар

Qнеск п/стУ Мвар

Qнагрi, Мвар

ДQтрi, Мвар

Qнеск п/стi Мвар

Qнеск п/стУ Мвар

1

10,75

1,121

11,873

101,681

6,451

0,765

7,216

61,809

10,75

1,121

11,873

91,249

2

21,69

2,745

24,436

13,015

1,862

14,877

21,69

2,745

24,436

3

16,13

2,106

18,234

9,677

1,439

11,116

16,13

2,106

18,234

4

18,84

1,702

20,538

11,302

1,148

12,450

9,42

0,688

10,106

5

24,06

2,541

26,600

14,435

1,715

16,150

24,06

2,541

26,600

12.2 Определение суммарной реактивной мощности компенсирующих устройств на основании точного расчета мощностей

В таблицах 12.5, 12.6 приведены результаты расчета точного баланса активной и реактивной мощности.

Таблица 12.5 - Результаты расчета точного баланса активной мощности

Уч-ок

Uном, кВ

|Sучi|, МВА

ДPуч, МВт

Pнагрi, МВт

Rуч, Ом

ДPтрi, МВт

ДPтрУ, МВт

ДPлэпУ, МВт

PнагрУ, МВт

Pсети, МВт

Максимальный режим

01

35

10,005

0,518

16

1,584

0,107

0,675

2,181

123

132,01

03

110

36,499

0,654

35

1,485

0,163

23

110

21,401

0,207

24

1,3695

0,134

04

110

33,700

0,595

17

1,584

0,116

45

110

20,472

0,207

31

1,494

0,155

Минимальный режим

01

35

6,032

0,188

9,6

1,584

0,068

0,422

0,793

73,8

78,70

03

110

22,006

0,238

21,0

1,485

0,102

23

110

12,900

0,075

14,4

1,370

0,085

04

110

20,320

0,216

10,2

1,584

0,071

45

110

12,342

0,075

18,6

1,494

0,096

Послеаварийный режим

01

35

20,010

1,036

16,0

3,168

0,107

0,629

3,939

114,5

124,79

03

110

73,026

1,309

35,0

2,970

0,163

23

110

42,811

0,415

24,0

2,739

0,134

04

110

54,053

0,765

8,5

3,168

0,069

45

110

40,955

0,414

31,0

2,988

0,155

Таблица 12.6 - Результаты расчета точного баланса реактивной мощности

Уч-ок

Uном, кВ

|Sучi|, МВА

ДQуч Мвар

Qнагрi Мвар

Xуч, Ом

ДQтрi Мвар

ДQтрУ Мвар

QcУ, Мвар

ДQлэпУ Мвар

QнагрУ Мвар

Qсети Мвар

Qку, Мвар

Максимальный режим

01

35

10,005

1,062

10,75

3,248

1,121

10,215

0,259

4,421

91,47

110,416

0,851

03

110

36,499

1,387

21,69

3,15

2,745

23

110

21,401

0,356

16,13

2,3485

2,106

04

110

33,700

1,261

18,84

3,36

1,702

45

110

20,472

0,355

24,06

2,562

2,541

Минимальный режим

01

35

6,032

0,386

6,451

3,248

0,765

6,930

0,259

1,607

54,88

65,901

0,576

03

110

22,006

0,504

13,015

3,15

1,862

23

110

12,900

0,129

9,677

2,3485

1,439

04

110

20,320

0,459

11,302

3,36

1,148

45

110

12,342

0,129

14,435

2,562

1,715

Послеаварийный режим

01

35

20,010

2,123

10,75

6,496

1,121

9,201

0,130

7,944

82,05

103,166

-0,412

03

110

73,026

2,777

21,69

6,3

2,745

23

110

42,811

0,711

16,13

4,697

2,106

04

110

54,053

1,623

9,42

6,72

0,688

45

110

40,955

0,710

24,06

5,124

2,541

12.3 Расчет суммарных мощностей компенсирующих устройств

Суммарная мощность компенсирующих устройств распределяется по подстанциям пропорционально их нескомпенсированным нагрузкам. В таблице 12.7 приведен расчет суммарных мощностей компенсирующих устройств.

Таблица 12.7 - Расчет суммарных мощностей КУ

№ пс

Максимальный режим

Минимальный режим

Послеаварийный режим

Qнеск пстi Мвар

Qнеск пстУ Мвар

Qку Мвар

Qкуi Мвар

Qнеск пстi Мвар

Qнеск пстУ Мвар

Qку Мвар

Qкуi Мвар

Qнеск пстi Мвар

Qнеск пстУ Мвар

Qку Мвар

Qкуi Мвар

1

11,873

101,681

0,851

0,099

7,216

61,809

0,576

0,067

11,873

91,249

0,000

0

2

24,436

0,205

14,877

0,139

24,436

0

3

18,234

0,153

11,116

0,104

18,234

0

4

20,538

0,172

12,450

0,116

10,106

0

5

26,600

0,223

16,150

0,151

26,600

0

Необходимости в установке компенсирующих устройств нет.

12.4 Корректировка нагрузки

Результаты корректировки нагрузки сводятся в таблицу 12.9.

Таблица 12.9 - Расчет уточненных мощностей нагрузок на подстанциях

№ пст

Si, МВА

Максимальный режим

Минимальный режим

Послеаварийный режим

1

16,107

+j

11,873

9,668

+j

7,216

16,107

+j

11,873

2

35,163

+j

24,404

21,102

+j

14,845

35,163

+j

24,420

3

24,134

+j

18,169

14,485

+j

11,051

24,134

+j

18,202

4

17,116

+j

20,473

10,271

+j

12,385

8,569

+j

10,074

5

31,155

+j

26,567

18,696

+j

16,118

31,155

+j

26,584

13. Точный электрический расчет установившихся режимов работы электрической сети

Расчет потерь в стали и в меди для трансформаторов представлен в таблице 13.1.

Таблица 13.1 - Расчет потерь в стали и в меди для трансформаторов

№ п/ст

Максимальный и послеаварийный режим

Минимальный режим

Кол-во тр-ров

ДРст трi, МВт

ДQст трi, Мвар

ДРмакср мтрi, МВт

ДРпавр мтрi, МВт

ДQмакср мтрi, Мвар

ДQпавр мтрi, Мвар

Кол-во тр-ров

ДРст трi, МВт

ДQст трi, Мвар

ДРминр мтрi, МВт

ДQминр мтрi, Мвар

1

2

0,042

0,192

0,070

0,070

1,001

1,001

1

0,021

0,096

0,051

0,728

2

2

0,072

0,52

0,098

0,099

2,404

2,406

1

0,036

0,26

0,072

1,747

3

2

0,054

0,35

0,088

0,088

1,916

1,919

1

0,027

0,175

0,064

1,394

4

2

0,054

0,35

0,068

0,017

1,495

0,367

1

0,027

0,175

0,050

1,087

5

2

0,072

0,52

0,090

0,090

2,200

2,202

1

0,036

0,26

0,066

1,599

Схема замещения сети для заданного режима работы приведена на рисунке 13.1.

Рисунок 13.1 - Схема замещения разомкнутой сети

Определение расчетных нагрузок производится по следующей формуле: . Результаты расчетов приведены в таблице 13.2

Таблица 13.2 - Расчет расчетных нагрузок

№ пст

Рнагрi, МВт

Qнагрi, Мвар

ДPтрi, МВт

ДQтрi, Мвар

QсУ, Мвар

Sрi, МВА

Максимальный режим

1

16,107

11,873

0,112

1,193

0

16,219

+j

13,066

2

35,163

24,404

0,170

2,924

0,032

35,333

+j

27,296

3

24,134

18,169

0,142

2,266

0,065

24,276

+j

20,371

4

17,116

20,473

0,122

1,845

0,065

17,238

+j

22,254

5

31,155

26,567

0,162

2,720

0,032

31,317

+j

29,255

Минимальный режим

1

9,668

7,216

0,072

0,824

0

9,740

+j

8,040

2

21,102

14,845

0,108

2,007

0,032

21,210

+j

16,820

3

14,485

11,051

0,091

1,569

0,065

14,576

+j

12,555

4

10,271

12,385

0,077

1,262

0,065

10,348

+j

13,582

5

18,696

16,118

0,102

1,859

0,032

18,798

+j

17,945

Послеаварийный режим

1

16,107

11,873

0,112

1,193

0

16,219

+j

13,066

2

35,163

24,42

0,171

2,926

0,016

35,334

+j

27,329

3

24,134

18,202

0,142

2,269

0,032

24,276

+j

20,438

4

8,569

10,074

0,071

0,717

0,032

8,640

+j

10,759

5

31,155

26,584

0,162

2,722

0,016

31,317

+j

29,289

Производится приближенный расчет потокораспределения. Результаты расчетов сводятся в таблицу 13.3.

Для максимального и минимального режимов:

В послеаварийном режиме:

Таблица 13.3 - Расчет перетоков мощности

Уч-ок

Sучi, МВА

Максимальный режим

Минимальный режим

Послеаварийный режим

01

8,110

+j

6,533

4,870

+j

4,020

16,219

+j

13,066

03

29,805

+j

23,833

17,893

+j

14,688

59,609

+j

47,768

23

17,667

+j

13,648

10,605

+j

8,410

35,334

+j

27,329

04

24,278

+j

25,754

14,573

+j

15,764

39,957

+j

40,048

45

15,659

+j

14,628

9,399

+j

8,973

31,317

+j

29,289

Учитывая расчетные нагрузки и потокораспределение, схема замещения примет вид, изображенный на рисунке 13.3.

Определение мощности в начале и конце участков:

Рисунок 13.3 - Упрощенная схема замещения сети

Результаты расчетов сведены в таблицу 13.4

Таблица 13.4 - Определение мощности в начале и конце участков сети

Участок

S'уч, МВА

S''уч, МВА

Uном, кВ

Qсуч, Мвар

Rуч, Ом

Хуч, Ом

Максимальный режим

01

16,780

+j

14,216

16,219

+j

13,066

35

0

1,584

3,248

03

60,557

+j

49,522

59,835

+j

48,054

110

0,065

1,485

3,15

23

35,559

+j

27,683

35,333

+j

27,296

110

0

1,3695

2,3485

04

49,446

+j

53,241

48,782

+j

51,898

110

0,065

1,584

3,36

45

31,544

+j

29,644

31,317

+j

29,255

110

0

1,494

2,562

Минимальный режим

01

9,946

+j

8,463

9,740

+j

8,040

35

0

1,584

3,248

03

36,133

+j

30,015

35,868

+j

29,518

110

0,065

1,485

3,15

23

21,292

+j

16,962

21,210

+j

16,820

110

0

1,3695

2,3485

04

29,472

+j

32,122

29,229

+j

31,671

110

0,065

1,584

3,36

45

18,881

+j

18,088

18,798

+j

17,945

110

0

1,494

2,562

Послеаварийный режим

01

17,341

+j

15,366

16,219

+j

13,066

35

0

3,168

6,496

03

61,525

+j

51,615

60,061

+j

48,542

110

0,032

2,97

6,3

23

35,785

+j

28,104

35,334

+j

27,329

110

0

2,739

4,697

04

41,275

+j

42,627

40,411

+j

40,827

110

0,032

3,168

6,72

45

31,771

+j

30,068

31,317

+j

29,289

110

0

2,988

5,124

Определение напряжения в узлах сети. Результаты расчетов сведены в таблицу 13.5.

Таблица 13.5 - Определение напряжения в узлах сети

№ узла

Напряжение в узле Ui, кВ

Максимальный режим

Минимальный режим

Послеаварийный режим

0

38,5/121

36,75/115,5

38,5/121

1

36,610

35,573

34,480

2

118,968

114,217

116,802

3

118,012

113,613

114,833

4

118,874

114,161

117,552

5

117,839

113,508

115,434

14. Выбор устройств регулирования напряжения в электрической сети

Расчеты по выбору устройств регулирования напряжения в электрической сети сведены в таблицу 14.1. Расчет ведется согласно следующим формулам:

Таблица 14.1 - Выбор устройств регулирования напряжения в сети

№ пс

Pi, МВт

Qi, Мвар

Rтрi, Ом

Xтрi, Ом

Ui, кВ

ДUтрi, кВ

Uжел нн пстi, кВ

Uтр ном нн, кВ

Uтр ном вн, кВ

n

Uтр отв ст вн, кВ

Uтр отв ст нн, кВ

для максимального режима работы сети

1

16,21

13,30

0,45

8,40

36,59

3,25

11,025

10,5

36,75

-8

32,34

10,82

2

35,33

27,30

1,40

34,70

118,97

8,38

11,025

10,5

115

-5

104,77

11,08

3

24,28

20,37

2,54

55,90

118,01

10,17

11,025

10,5

115

-6

102,72

11,02

4

17,24

22,25

2,54

55,90

118,87

10,83

11,025

10,5

115

-6

102,72

11,04

5

31,32

29,26

1,40

34,70

117,84

8,99

11,025

10,5

115

-6

102,72

11,13

для минимального режима работы сети

1

9,73

8,21

0,90

16,80

35,56

4,13

10,50

10,5

36,75

-8

32,34

10,20

2

21,21

16,82

2,80

69,40

114,22

10,74

10,50

10,5

115

-6

102,72

10,58

3

14,58

12,56

5,08

111,80

113,61

13,01

10,50

10,5

115

-7

100,67

10,49

4

10,35

13,58

5,08

111,80

114,16

13,76

10,50

10,5

115

-7

100,67

10,47

5

18,80

17,95

2,80

69,40

113,51

11,44

10,50

10,5

115

-6

102,72

10,43

для послеаварийного режима работы сети

1

16,21

13,30

0,45

8,40

34,44

3,46

11,025

10,5

36,75

-8

32,34

10,06

2

35,33

27,33

1,40

34,70

116,80

8,54

11,025

10,5

115

-6

102,72

11,07

3

24,28

20,44

2,54

55,90

114,83

10,49

11,025

10,5

115

-8

98,62

11,11

4

8,64

10,76

2,54

55,90

117,55

5,30

11,025

10,5

115

-4

106,81

11,03

5

31,32

29,29

1,40

34,70

115,43

9,18

11,025

10,5

115

-7

100,67

11,08

;

Так как все условия выполняются, то выбор ответвлений трансформаторов на подстанциях произведен правильно.

Список использованных источников

1. Ершевич, В.В. Справочник по проектированию электроэнергетических систем [Текст] / В.В. Ершевич, А.Н. Зейлигер, Г.А. Илларионов [и др.]; под ред. С.С. Рокотяна и И.М. Шапиро. - 3-е изд., перераб. и доп. - М.: Энергоатомиздат, 1985. - 352 с.

2. Гутов, И.А. Проектирование районной электрической сети [Текст]. В 3 ч. Ч. 1 и Ч. 2. Выбор варианта исполнения электрической сети и электрооборудования: метод. указания к курсовому проекту по дисциплине «Электрические сети» для студентов специальности 140211 «Электроснабжение» / И.А. Гутов. - Барнаул: Изд-во АлтГТУ, 2010. - 71 с.

3. Гутов, И.А. Проектирование районной электрической сети [Текст]. В 3 ч. Ч 3. Расчеты установившихся режимов работы электрических сетей: методические указания к курсовому проекту по дисциплине «Электрические сети» для студентов специальности 140211 «Электроснабжение» / И.А. Гутов. - Барнаул: Изд-во АлтГТУ, 2010. - 44 с.

4. Гутов, И.А. Электрические сети [Текст]: задания к курсовому проектированию для студентов специальности 140211 «Электроснабжение (по отраслям)». - Барнаул.: Изд-во АлтГТУ, 2010. - 11 с.: ил.

Размещено на Allbest.ru


Подобные документы

  • Проектирование районной электрической сети

    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 [1,6 M], добавлен 24.11.2013

  • Проектирование электрической сети

    Составление вариантов схемы электрической сети и выбор наиболее рациональных решений. Приближенный расчет потокораспределения, определение номинального напряжения. Выбор трансформаторов на подстанциях. Разработка схемы электрических соединений сети.

    дипломная работа [1,8 M], добавлен 04.12.2012

  • Расчет районной электрической сети

    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 [316,7 K], добавлен 03.04.2014

  • Проектирование электрической сети

    Вычисление расчетных нагрузок потребителей. Предварительный расчет потокораспределения. Выбор номинальных напряжений на участках сети, трансформаторов на подстанциях. Расчет потерь мощности на линиях. Проверка балансом для активной и реактивной мощностей.

    курсовая работа [537,3 K], добавлен 07.02.2013

  • Проект развития электрической сети

    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 [956,8 K], добавлен 14.05.2013

  • Упрощенный порядок проектирования электрической сети района

    Разработка вариантов конфигураций и выбор номинальных напряжений сети. Выбор компенсирующих устройств при проектировании электрической сети. Выбор числа и мощности трансформаторов на понижающих подстанциях. Электрический расчет характерных режимов сети.

    курсовая работа [599,7 K], добавлен 19.01.2016

  • Проектирование районной электрической сети

    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 [616,0 K], добавлен 16.03.2012

  • Эскизный проект районной электрической сети напряжением от 35 до 220 кВ

    Составление баланса активной и реактивной мощностей. Схемы соединений сети. Выбор номинального напряжения и сечений проводов, трансформаторов на подстанциях. Расчет потерь электроэнергии в элементах сети. Определение ущерба от перерыва в электроснабжении.

    курсовая работа [164,2 K], добавлен 05.09.2013

  • Проектирование районной электрической сети

    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 [2,2 M], добавлен 16.12.2014

  • Проектирование электрической сети 110 кВ для пяти подстанций

    Разработка схем электрической сети района и предварительное распределение мощностей. Выбор номинальных напряжений линий, сечения и марок проводов, трансформаторов. Определение потерь мощности в трансформаторах, баланс активных и реактивных мощностей.

    дипломная работа [1,0 M], добавлен 04.09.2010

Работы в архивах красиво оформлены согласно требованиям ВУЗов и содержат рисунки, диаграммы, формулы и т.д.
PPT, PPTX и PDF-файлы представлены только в архивах.
Рекомендуем скачать работу.

© 2000 — 2023, ООО «Олбест» Все права защищены