Передача и распределение электрической энергии

Выбор номинальных напряжений сети. Определение сопротивлений и проводимостей линий электропередач и трансформаторов. Расчет потерь мощностей, падений напряжения. Полные схемы электрических соединений. Себестоимость передачи и распределения электроэнергии.

Рубрика Физика и энергетика
Вид курсовая работа
Язык русский
Дата добавления 11.06.2014
Размер файла 3,4 M

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/

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ

Государственное образовательное учреждение

высшего профессионального образования

«Кузбасский государственный технический университет»

Кафедра электроснабжения горных и промышленных предприятий

ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА

к курсовой работе

ПЕРЕДАЧА И РАСПРЕДЕЛЕНИЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ

Выполнил студент 4 курса

группы ЭП-092 института энергетики

Ковалев Владимир Сергеевич

Кемерово 2012

Исходные данные

Характеристики нагрузки

Нагрузка

1 (К)

2 (О)

3 (В)

4 (В)

Х, см

7,5

2,5

7,8

10,0

Y, см

0,0

2,5

7,0

4,6

РМ, МВт

70

19

28

10

ТМ, ч

4000

3200

6300

5000

cos?

0,81

0,77

0,82

0,78

KК, %

80

50

75

30

Характеристики системы и режима

Система

РЭС (С)

Х, см

11,0

Y, см

8,0

UmaxРЭС, %

111

UminРЭС, %

102

cos?РЭС

0,9

Pmin, %

45

Масштаб, км/см

20

где РМ - активная мощность нагрузки в максимальном режиме;

ТМ - время использования максимальной нагрузки;

КК - доля нагрузки I и II категории;

Pmin - доля нагрузки в минимальном режиме по отношению к максимальному режиму (одинаковая для всех нагрузок).

Коэффициенты мощности для всех нагрузок в минимальном режиме приняты совпадающими с максимальным режимом.

1. Выбор вариантов распределительной сети

1.1 Выбор вариантов схемы соединений сети

Для расчета для линий, в соответствии с заданными координатами нагрузок, выполняю схему размещения и соединения нагрузок в масштабе 20 км/см (рис. 1.1).

Рис 1.1 Схема расположения РЭС и нагрузок 1, 2, 3 и 4. Расстояния указаны в километрах.

В данном проекте будут рассмотрены два варианта сети - замкнутая и разомкнутая. При этом следует учесть, что согласно ПУЭ электроснабжение объектов I и II категории должно быть спроектировано и осуществляться от двух независимых и взаиморезервирующих источников питания.

1.1.1 Разомкнутая сеть

Рассмотрим варианты разомкнутой сети

1. 2.

3. 4.

5.

Суммарные длины линий находим по следующей формуле:

(1.1)

где n - число двухцепных линий;

l - длина двухцепной линии, км;

i и j - соседние соединенные точки.

Остальные линии нахожу аналогичным способом.

Результаты расчетов длин линий сведены в таблицу 1.1

Таблица 1.1

Вариант разомкнутой сети

1

2

3

4

5

Длина сети, км

912

864

1008

1052

956

После проведения расчетов видно, что вариант 2 имеет наименьшую длину. Для разомкнутой сети выбираю вариант 2.

сеть трансформатор электроэнергия напряжение

1.1.2 Замкнутая сеть

Рассмотри варианты замкнутой сети

1. 2.

3. 4.

5.

Суммарные длины линий находим по следующей формуле:

(1.2)

где li-jдц - длина двухцепной линии, км;

li-jоц - длина одноцепной линии, км;

nдц - число двухцепных линий;

nоц - число одноцепных линий.

Остальные линии нахожу аналогичным способом.

Результаты расчетов длин линий сведены в таблицу 1.2

Таблица 1.2

Вариант разомкнутой сети

1

2

3

4

5

Длина сети, км

668

652

744

796

502

После проведения расчетов видно, что вариант 5 имеет наименьшую длину. Для замкнутой сети выбираю вариант 5.

1.2 Выбор номинальных напряжений сети

1.2.1 Расчет номинальных напряжений для участков разомкнутой сети

Рис. 1.3 Схема распределения потоков активной мощности в разомкнутой сети

Рассчитываем потоки активной мощности по первому закону Кирхгофа на участках сети без учета потерь:

Полученные результаты отображены на рис. 1.3

По формуле Илларионова находим расчетное напряжение для каждого участка сети:

(1.3)

где l - длина участка сети, км;

Р - поток активной мощности на данном участке сети, МВт.

Полученные напряжения округляем в большую сторону до ближайших стандартных напряжений:

1.2.2 Расчет номинальных напряжений для участков замкнутой сети

Замкнутую сеть представляю в разомкнутом виде (рис. 1.4). Для этого Для этого один источник питания искусственно представляю в виде двух - РЭС и РЭС'.

Рис. 1.4 Схема распределения потоков активной мощности в замкнутой сети

Нахожу приближенное (без учета потерь) потокораспределение мощностей в головных участках сети:

(1.4)

где LРЭС-РЭС' = 502 км - длина линии от РЭС до РЭС'.

(1.5)

Рассчитываем потоки активной мощности, протекающие по остальным участкам сети. Для этого применяем первый закон Кирхгофа:

Знак «минус» в значении активной мощности на участке 4-1 значит, что в узле 1 происходит раздел потоков мощностей от источников.

По формуле Илларионова (1.3) находим расчетное напряжение на самом загруженном и самом длинном участках цепи:

Принимаем напряжение для всех участков сети равным .

1.3 Выбор сечения проводов

1.3.1 Разомкнутая сеть

Нахождение полной мощности, передаваемой по участкам сети. Для этого находим значение реактивных мощностей нагрузок:

, (1.6)

где .

Затем нахожу полную мощность нагрузок:

(1.7)

Все расчеты сведены в таблицу 1.3

Таблица 1.3

Величины

Нагрузка

1

2

3

4

P, МВт

70

19

28

10

cos?

0,81

0,77

0,82

0,78

tg?

0,724

0,829

0,698

0,802

Q, МВАр

50,679

15,744

19,544

8,023

S, МВА

86,42

24,675

34,146

12,821

Находим с помощью первого закона Кирхгофа потокораспределение полной мощности по участкам сети без учета потерь:

Вычисляем наибольший ток, протекающий по проводам линии (Sij в кВА):

Для каждого участка сети, по которому осуществляется питание нескольких нагрузок, находим средневзвешенное значение количества часов использования максимальной нагрузки ТМс.вз для этих нагрузок:

, (1.8)

Провода выбираю сталеалюминевые марки АС.

В соответствии с ПУЭ «Экономическая плотность тока» [1, таблица 1.3.36] для изолированного провода марки АС для каждого участка выбираю значение экономической плотности тока:

,,,.

Расчетное сечение проводов по экономической плотности тока:

Выбираю стандартные сечения проводов, близкие к расчетным:

,, ,

1.3.2 Замкнутая сеть

Потокораспределение полной мощности в головных участках сети:

Рассчитываем потоки полной мощности, протекающих по остальным участкам сети по первому закону Кирхгофа:

Знак «минус» в значении активной мощности на участке 4-1 значит, что в узле 1 происходит раздел потоков мощностей от источников.

Вычисляем ток, протекающий по проводам участков (S в кВА):

Мысленно разделяем сеть в точке потокораздела на два участка, словно они разомкнутые (рис. 1.5):

Рис. 1.5 Замкнутая сеть в виде двух разомкнутых участков

Для каждого участка находим средневзвешенное значение количества часов использования максимальной нагрузки ТМс.вз для этих нагрузок по формуле (1.8):

Провода выбираю сталеалюминевые марки АС.

В соответствии с ПУЭ «Экономическая плотность тока» [1, таблица 1.3.36] для изолированного провода марки АС для каждого участка выбираю значение экономической плотности тока:

,,,

,

Расчетное сечение проводов по экономической плотности тока:

Выбираю стандартные сечения проводов, близкие к расчетным:

,,,

,.

1.4 Проверка сечений проводов по техническим ограничениям

1.4.1 Разомкнутая сеть

Рассчитываем ток в послеаварийном режиме (обрыв одной цепи двухцепной линии):

Выбор сечения по условию нагрева проводим в соответствии с ПУЭ [1, таблица 1.3.29].

Проверку выбранного сечения по условию короны для каждого номинального напряжения проводим с соответствии с ПУЭ [1, таблица 2.5.6].

Результаты расчетов и выбора по соответствующим условиям сведены в таблицу 1.4.

Таблица 1.4

РЭС-3

3-2

2-1

1-4

Uном, кВ

220

220

220

110

Ток в рабочем режиме, А

207,402

162,597

130,219

33,645

Ток в послеаварийном режиме, а

414,805

325,194

260,438

67,29

Экономическая плотность тока, А/мм2

1,1

1,1

1,1

1,1

Сечение, рассчитанное по экономической плотности тока, мм2

185

150

120

35

Длительно допустимая токовая нагрузка, А

510

450

390

177

Сечение, выбранное по условию нагрева, мм2

120

95

70

10

Сечение, выбранное по условию короны, мм2

240

240

240

70

Сечение, выбранное по условию механической прочности, мм2

50

50

50

50

Окончательный выбор сечения и марки провода

АС-240/32

АС-240/32

АС-240/32

АС-70/11

1.4.2 Замкнутая сеть

В качестве аварийных ситуаций рассмотрим самые тяжелые случаи, когда авария случается в головных участках сети.

Ситуация, когда выведен из работы участок РЭС-4, условно назовем «послеаварийный режим 1» (рис. 1.6).

Послеаварийный режим 1

Рис. 1.6 Потокораспределение полной мощности в замкнутой сети в послеаварийном режиме 1.

Рассчитываем перераспределение потоков полной мощности в послеаварийном режиме 1, без чета потерь:

Рассчитываем токи, которые будут протекать по проводам линий в послеаварийном режиме 1 (S в кВА):

Ситуация, когда выведен из работы участок РЭС'-3, условно назовем «послеаварийный режим 2» (рис. 1.7).

Послеаварийный режим 2

Рис. 1.6 Потокораспределение полной мощности в замкнутой сети в послеаварийном режиме 2.

Рассчитываем перераспределение потоков полной мощности в послеаварийном режиме 2, без чета потерь:

Рассчитываем токи, которые будут протекать по проводам линий в послеаварийном режиме 2 (S в кВА):

Выбор сечения по условию нагрева проводим в соответствии с ПУЭ [1, таблица 1.3.29].

Проверку выбранного сечения по условию короны для каждого номинального напряжения проводим с соответствии с ПУЭ [1, таблица 2.5.6].

Результаты расчетов и выбора по соответствующим условиям сведены в таблицу 1.5.

Таблица 1.5

РЭС-4

4-1

1-2

2-3

3-РЭС'

Uном, кВ

220

220

220

220

220

Ток в рабочем режиме, А

219,995

186,35

40,443

105,199

194,81

Ток в послеаварийном режиме 1, А

нет

33,645

260,438

325,194

414,805

Ток в послеаварийном режиме 2, А

414,805

381,16

154,367

89,611

нет

Экономическая плотность тока, А/мм2

1,1

1,1

1,1

1,1

1,1

Сечение, рассчитанное по экономической плотности тока, мм2

185

185

35

95

185

Сечение, выбранное по условию нагрева послеаварийного режима 1, мм2

70

50

70

95

150

Сечение, выбранное по условию нагрева послеаварийного режима 2, мм2

150

120

35

16

50

Сечение, выбранное по условию короны, мм2

240

240

240

240

240

Сечение, выбранное по условию механической прочности, мм2

50

50

50

50

50

Окончательный выбор сечения и марки провода

АС-240/32

АС-240/32

АС-240/32

АС-240/32

АС-240/32

1.5 Определение сопротивлений и проводимостей ВЛЭП

Удельные величины для сталеалюминевого провода АС-70/11 при

Uном = 110 кВ:

,,,

где r0 - удельное активное сопротивление провода;

х0 - удельное реактивное сопротивление провода;

b0 - удельная проводимость провода;

Qc0 - удельная зарядная мощность провода.

Удельные величины для сталеалюминевого провода АС-70/11 при

Uном = 110 кВ:

,,,

1.5.1 Разомкнутая сеть

Находим сопротивление участков сети по следующим формулам:

, (1.9)

(1.10)

где n - количество цепей в линии.

Рассчитываем зарядную мощность участков сети по следующим формулам:

, (1.11)

Для сталеалюминевого провода АС-70/11 (110 кВ):

Для сталеалюминевого провода АС-240/32 (220 кВ):

,

,

,

1.5.2 Замкнутая сеть

Находим сопротивление участков сети по следующим формулам (1.9), (1.10) и (1.11) в которых, в данном случае, n = 1:

Для сталеалюминевого провода АС-240/32 (220 кВ):

,

,

,

,

,

1.6 Приближенное определение потерь напряжения

1.6.1 Разомкнутая сеть

Рассчитываем потокораспределение реактивной мощности на участках сети без учета потерь, используя первый закон Кирхгофа:

Так как в сети присутствуют разные уровни напряжения, сначала находим потери напряжения на каждом участке, а затем переводим их в проценты. Расчеты ведем по следующим формулам:

Продольная составляющая потерь напряжения:

(1.12)

Поперечная составляющая потерь напряжения:

(1.13)

Полные потери напряжения:

(1.14)

Полные потери напряжения в процентах от номинального:

(1.15)

Рассчитываем продольную составляющую потерь напряжения на всех участках сети:

Рассчитываем поперечную составляющую потерь напряжения на всех участках сети:

Полные потери напряжения на всех участках сети:

Полные потери напряжения в процентах номинального:

Результаты расчетов сведены в таблицу 1.6

Таблица 1.6

РЭС-3

3-2

2-1

1-4

Uном, кВ

220

220

220

110

?U', кВ

10,649

13,197

8,889

3,707

?U'', кВ

8,254

10,069

6,948

0,476

?U, кВ

13,474

16,6

11,283

3,738

?U%

6,124

7,545

5,128

3,398

Потери напряжения на участке РЭС-4:

Для сетей 110 кВ и выше допустимое отклонение напряжение считается равным 10-15 % [5, с.293]. Расчет показывает, что потери напряжения выше допустимых, из чего делаю вывод, что на подстанции 1 и подстанции 4 на сторонах низкого напряжения необходимо поставить вольтодобавочные трансформаторы марок ЛТДН-40000/10 и ЛТМН-16000/10 соответственно.

1.6.2 Замкнутая сеть

Находим потокораспределение реактивной мощности в головных участках сети:

Продольную и поперечную составляющие потерь напряжения, полные потери напряжения и полные потери напряжения в процентах считаем по формулам (1.12), (1.13), (1.14) и (1.15):

Результаты расчетов сведены в таблицу 1.7

Таблица 1.7

РЭС-4

4-2

1-2

2-3

3-РЭС'

Uном

220

220

220

220

220

?U', кВ

9,437

11,817

2,68

8,6

9,975

?U'', кВ

11,122

14,032

3,334

9,974

11,847

?U, кВ

14,586

18,346

4,227

13,169

15,487

?U%

6,63

8,339

1,944

5,986

7,04

Потери напряжение на участке РЭС-1:

Потери напряжение на участке РЭС'-4:

Для сетей 110 кВ и выше допустимое отклонение напряжение считается равным 10-15 %. Расчет показывает, что потери напряжения в пределах допустимых.

1.7 Выбор трансформаторов на подстанции

На подстанциях, где имеются потребители I и II категорий, необходимо устанавливать как минимум два трансформатора, мощность которых выбирается таким образом, чтобы в случае отключения одного из них второй мог обеспечить питание этих потребителей с допустимой перегрузкой, при отключении потребителей III категории. Правила устройства электроустановок разрешают перегрузку трансформаторов сверх номинальной на 40% на время общей продолжительностью не более 6 часов в сутки в течении 5 суток подряд.

Мощность трансформаторов при количестве n ? 2 выбирается по расчетной нагрузке:

(1.16)

где Sр - расчетная полная нагрузка.

Также мощность трансформаторов выбирается по послеаварийному режиму, обусловленному отключением одного из трансформаторов.

(1.17)

где КК - доля нагрузки I и II категории;

kП = 1,4 - коэффициент перегрузки.

Затем путем сравнения и , выбирается мощность трансформатора.

1.7.1 Разомкнутая сеть

Рис. 1.7 Схема соединения участков сети с указанием ступеней напряжения, полных мощностей нагрузок и долями нагрузок I и II категорий.

Подстанция 3

Так как минимальная мощность трансформатора, рассчитанного на 220 кВ, составляет 32 МВА, выбираем трансформатор ТРДН-32000/220.

Подстанция 2

Выбираем трансформатор ТРДН-32000/220.

Подстанция 1

При выборе трансформатора для подстанции 1 следует учесть, что от нее к подстанции 4 будет отходить участок сети с более низким номинальным напряжением. Принимаю решение к установке автотрансформатора, который будет обеспечивать переход с напряжения 220 кВ на 110 кВ. Так как участок сети от подстанции 1 до подстанции два будет запитан через автотрансформаторы, то следует честь мощность и характер нагрузки подстанции 4 в составе нагрузки автотрансформаторов подстанции 1.

Расчет мощности нагрузки на стороне среднего напряжения (далее СН) 110 кВ:

Рис. 1.8 Фрагмент схемы разомкнутой сети

Мощность на конце участка 1-4:

Потери мощности на участке 1-4:

Мощность в начале участка 1-4:

Нагрузка на шинах СН:

Расчет мощности нагрузки на стороне низшего напряжения (далее НН) 10 кВ:

Расчет требуемой мощности автотрансформатора для нормального режима:

При выборе автотрансформатора следует учитывать, что номинальная мощность обмотки НН автотрансформатора составляет не более 50% от его номинальной мощности .

В нормальном режиме каждый трансформатор будет нагружен мощностью:

на шинах СН,

на шинах НН.

Расчет послеаварийного режима (при отключении одного из автотрансформаторов):

Мощность в конце участка 1-4:

Мощность потерь на участке 1-4:

Мощность в начале участка 1-4:

Полная мощность на стороне СН в послеаварийном режиме:

Полная мощность на стороне НН в послеаварийном режиме:

где kП = 1,2 - коэффициент перегрузки.

Выбираем автотрансформатор по . Предварительно выбираем автотрансформатор АТДЦТН-63000/220/110 Sн = 63 МВА, SнНН = 31,5 МВА.

Выполняем проверку соответствия нагрузки на шинах НН:

Мощность на НН в нормальном режиме:

Проверка показала, что автотрансформатор АТДЦТН-63000/220/110 не подходит по нагрузке НН в нормальном режиме. Выбираем более мощный автотрансформатор АТДЦТН-125000/220/110 Sн = 125 МВА,

SнНН = 63,5 МВА.

Выполняем проверку соответствия нагрузки на шинах НН:

Мощность на НН в нормальном режиме:

Мощность на НН в послеаварийном режиме:

Принимаем во внимание общую реальную нагрузку в послеаварийном режиме:

Окончательно принимаем для подстанции 1 автотрансформатор АТДЦТН-125000/220/110.

Подстанция 4

Выбираем трансформатор ТДН-10000/110.

Результаты выбора трансформаторов для разомкнутой сети сведены в таблицу 1.8

Таблица 1.8

Uном, кВ

ВН

220

220

220

110

СН

110

-

-

-

НН

10

10

10

10

Полная нагрузка на подстанции, МВА

86,42

24,675

34,146

12,821

Подключенная мощность I и II категорий, МВА

69,136

12,338

25,61

3,846

Номинальная мощность трансформатора, МВА

125

32

32

10

Аварийная перегрузка, МВА

34,568

8,813

18,293

2,747

Тип трансформатора

АТДЦТН-125000/220/110

ТРДН-32000/220

ТРДН-32000/220

ТДН-10000/110

1.7.2 Замкнутая сеть

Подстанция 4

Выбираем трансформатор ТРДН-32000/220.

Подстанция 1

Выбираем трансформатор ТРДН-63000/220.

Подстанция 2

Выбираем трансформатор ТРДН-32000/220.

Подстанция 3

Выбираем трансформатор ТРДН-32000/220.

Результаты выбора трансформаторов для разомкнутой сети сведены в таблицу 1.9.

Таблица 1.9

Uном, кВ

ВН

220

220

220

220

НН

10

10

10

10

Полная нагрузка на подстанции, МВА

86,42

24,675

34,146

12,821

Подключенная мощность I и II категорий, МВА

69,136

12,338

25,61

3,846

Номинальная мощность трансформатора, МВА

63

32

32

32

Аварийная перегрузка, МВА

49,383

8,813

18,293

2,747

Тип трансформатора

ТРДН-63000/220

ТРДН-32000/220

ТРДН-32000/220

ТРДН-32000/220

1.8 Определение проводимостей и сопротивлений трансформаторов

Активное сопротивление трансформатора рассчитываем по формуле:

(1.18)

где ?Рк - потери короткого замыкания, кВт;

UВН2 - напряжение обмотки ВН, кВ.

Реактивное сопротивление трансформатора рассчитываем по формуле:

(1.19)

где uк - напряжение короткого замыкания, %.

Активную проводимость ветви намагничивания рассчитываем по формуле:

(1.20)

где ?Рхх - потери холостого хода, кВт.

Реактивную проводимость ветви намагничивания рассчитываем по формуле:

(1.21)

где - ток холостого хода, %.

Реактивную мощность потерь ветви намагничивания рассчитываем по формуле:

(1.22)

ТРДН-32000/220

Каталожные данные

Номинальное напряжение обмотки высшего напряжения UВН = 230 кВ;

Номинальное напряжение обмотки низшего напряжения UНН = 11 кВ;

Потери холостого хода ?Рхх = 45 кВт;

Потери короткого замыкания ?Рк = 150 кВт;

Напряжение короткого замыкания uк = 11,5 %;

Ток холостого хода Iх = 0,65 %;

Номинальная мощность трансформатора Sн = 32 МВА.

ТРДН-63000/220

Каталожные данные

Номинальное напряжение обмотки высшего напряжения UВН = 230 кВ;

Номинальное напряжение обмотки низшего напряжения UНН = 11 кВ;

Потери холостого хода ?Рхх = 70 кВт;

Потери короткого замыкания ?Рк = 265 кВт;

Напряжение короткого замыкания uк = 11,5 %;

Ток холостого хода Iх = 0,5 %;

Номинальная мощность трансформатора Sн = 63 МВА.

ТДН-10000/220

Каталожные данные

Номинальное напряжение обмотки высшего напряжения UВН = 115 кВ;

Номинальное напряжение обмотки низшего напряжения UНН = 11 кВ;

Потери холостого хода ?Рхх = 10 кВт;

Потери короткого замыкания ?Рк = 56 кВт;

Напряжение короткого замыкания uк = 10,5 %;

Ток холостого хода Iх = 0,26 %;

Номинальная мощность трансформатора Sн = 10 МВА.

АТДЦТН-125000/220/110

Каталожные данные [2]

Номинальное напряжение обмотки высшего напряжения UВН = 230 кВ;

Номинальное напряжение обмотки среднего напряжения UСН = 121 кВ;

Номинальное напряжение обмотки низшего напряжения UНН = 11 кВ;

Потери холостого хода ?Рхх = 70 кВт;

Потери короткого замыкания между обмотками высшего и среднего напряжения ?Рк В-С = 315 кВт;

Потери короткого замыкания между обмотками высшего и низшего напряжения ?Рк В-Н = 315 кВт;

Потери короткого замыкания между обмотками среднего и низшего напряжения ?Рк С-Н = 315 кВт;

Напряжение короткого замыкания между обмотками высшего и среднего напряжения uк В-С = 11 %;

Напряжение короткого замыкания между обмотками высшего и низшего напряжения uк В-Н = 45 %;

Напряжение короткого замыкания между обмотками среднего и низшего напряжения uк С-Н = 28 %;

Ток холостого хода Iх = 0,4 %;

Номинальная мощность трансформатора Sн = 125 МВА;

Активное сопротивление обмотки ВН RВ = 0,5 Ом;

Активное сопротивление обмотки СН RС = 0,5 Ом;

Активное сопротивление обмотки НН RН = 1 Ом;

Реактивное сопротивление обмотки ВН ХВ = 48,6 Ом;

Реактивное сопротивление обмотки СН ХС = 0 Ом;

Реактивное сопротивление обмотки НН ХН = 82,5 Ом;

Реактивная мощность потерь ветви намагничивания ?Qх = 0,625 МВАр.

1.9 Приближенный расчет потерь активной и реактивной мощностей

При приближенном расчете потерь активной и реактивной мощностей в сетях пользуются следующими допущениями:

1. Потоки мощности в сетях определяются без учета потерь мощности.

2. Расчеты ведутся по номинальному напряжению в линии.

3. Потери мощности определяются для режима максимальной нагрузки.

4. Вначале определяются потери в трансформаторах, а затем потери в линиях без учета потерь в трансформаторах и предыдущих линиях.

Потери активной мощности в трансформаторах рассчитываем по формуле:

(1.23)

где n - число параллельно работающих трансформаторов;

х - в МВт.

Потери реактивной мощности в трансформаторах рассчитываем по формуле:

, (1.24)

где ?Qх - в МВАр.

Потери активной мощности в ВЛ рассчитываю по формуле:

(1.25)

Потери реактивной мощности в ВЛ рассчитываю по формуле:

, (1.26)

1.9.1 Разомкнутая сеть

Потери в трансформаторах:

Расчеты сведены в таблицу 1.10.

Таблица 1.10

№ ПС

n, шт

R, Ом

Х, Ом

P, МВт

Q, МВАр

?Рх, МВт

?Qх, МВАр

?Ртр, МВт

?Qтр, МВАр

Uном, кВ

ПС1в

2

0,5

48,6

80,221

51,859

0,065

0,625

0,177

5,831

220

ПС1с

2

0,5

0

10,221

1,18

0

0

5,47*10-4

0

220

ПС1н

2

1

82,5

70

50,679

0

0

0,077

6,365

220

ПС2

2

7,749

190,109

19

15,744

0,045

0,208

0,139

1,612

220

ПС3

2

7,749

190,109

28

19,544

0,045

0,208

0,183

2,706

220

ПС4

2

7,406

138,863

10

8,023

0,01

0,026

0,07

0,995

110

Всего

0,647

17,509

Потери в линиях

Расчеты сведены в таблицу 1.11.

Таблица 1.11

Участок

R, Ом

Х, Ом

Р, МВт

Q, МВАр

?Р, МВт

?Q, МВАр

Uном, кВ

4-1

22,256

23,088

10

8,023

0,302

0,314

110

2-1

6,766

24,08

80

58,702

1,378

4,899

220

3-2

7,986

28,38

99

74,446

2,532

8,997

220

РЭС-3

5,082

18,06

127

93,99

2,621

9,315

220

Всего

6,834

23,5

1.9.2 Замкнутая сеть

Потери в трансформаторах:

Расчеты сведены в таблицу 1.12.

Потери в линиях

Расчеты сведены в таблицу 1.13.

Таблица 1.12

№ ПС

n, шт

R, Ом

Х, Ом

P, МВт

Q, МВАр

?Рх, МВт

?Qх, МВАр

?Ртр, МВт

?Qтр, МВАр

Uном, кВ

ПС3

2

7,749

190,109

28

19,544

0,045

0,280

0,183

2,706

220

ПС2

2

7,749

190,109

19

15,744

0,045

0,208

0,139

1,612

220

ПС1

2

3,532

96,563

70

50,679

0,07

0,315

0,413

8,08

220

ПС4

2

7,749

190,109

10

8,023

0,045

0,208

0,073

1,343

220

Всего

0,807

13,741

Таблица 1.13

Участок

R, Ом

Х, Ом

Р, МВт

Q, МВАр

?Р, МВт

?Q, МВАр

Uном, кВ

РЭС'-3

10,164

36,12

59,797

43,928

1,156

4,109

220

3-2

15,972

56,76

31,797

24,384

0,53

1,883

220

2-1

13,552

48,16

12,797

8,64

0,067

0,237

220

1-4

12,584

44,72

57,203

42,039

1,31

4,656

220

4-РЭС

8,47

30,1

67,203

50,062

1,229

4,367

220

Всего

4,292

15,252

1.10 Составление балансов активной и реактивной мощностей

В электроэнергетической системе в каждый момент времени должен соблюдаться баланс вырабатываемой и потребляемой мощностей.

1.10.1 Разомкнутая сеть

Суммарная активная мощность нагрузки в режиме максимальной нагрузки:

Суммарные потери активной мощности в режиме максимальной нагрузки:

Потребляемая активная мощность от источника питания:

Суммарная реактивная мощность нагрузки в режиме максимальной нагрузки:

Суммарные потери реактивной мощности в режиме максимальной нагрузки:

Суммарная зарядная мощность всех линий:

Потребляемая реактивная мощность от источника питания:

Реактивная мощность, которой располагает РЭС (источник питания):

Согласно заданию cos?РЭС = 0,9

tg?РЭС = tg(arcos(cos?РЭС)) = tg(arcos(0,9)) = 0,484

QП = 36,767 < QРЭС = 65,132

Компенсация реактивной мощности не требуется.

1.10.2 Замкнутая сеть

Суммарная активная мощность нагрузки в режиме максимальной нагрузки:

Суммарные потери активной мощности в режиме максимальной нагрузки:

Потребляемая активная мощность от источника питания:

Суммарная реактивная мощность нагрузки в режиме максимальной нагрузки:

Суммарные потери реактивной мощности в режиме максимальной нагрузки:

Суммарная зарядная мощность всех линий:

Потребляемая реактивная мощность от источника питания:

Реактивная мощность, которой располагает РЭС (источник питания):

Согласно заданию cos?РЭС = 0,9

tg?РЭС = tg(arcos(cos?РЭС)) = tg(arcos(0,9)) = 0,484

QП = 53,205 < QРЭС = 63,979

Компенсация реактивной мощности не требуется.

2. Технико-экономическое сравнение вариантов сети

2.1 Составление полных схем электрических соединений

2.1.1 Схема разомкнутой сети

Схему понижающих подстанций выбираю ответвительную (рис. 2.1). Присоединение подстанций через ответвления к ЛЭП дешевле, т.к. требуется меньше коммутационной аппаратуры.

Недостатком является то, что при проведении ремонтных работ нужно отключать всю линию.

Подстанцию 4 выполняю тупиковой.

Распределительное устройство низшего напряжения (далее РУНН) детально не рассматриваем. Для всех подстанций выбираю схему «квадрат», отличающуюся высокой надежностью. Для распределительного устройства среднего напряжения (далее РУСН) подстанции 1 выбираю схему «одна рабочая секционированная».

2.1.2 Схема замкнутой сети

Схему понижающих подстанций выбираю проходную (рис. 2.2).

Распределительное устройство низшего напряжения (далее РУНН) детально не рассматриваем. Для всех подстанций выбираю схему «квадрат», отличающуюся высокой надежностью.

Рис 2.1 Принципиальная схема разомкнутой сети.

Рис 2.2 Принципиальная схема замкнутой сети.

2.2 Определение экономических показателей и выбор целесообразного варианта

При экономическом сравнении принимаем следующие допущения:

1. Капиталовложения в сеть принимаются единовременными (срок строительства 1 год), эксплуатационные расходы - постоянными во времени.

2. По надежности варианты принимаются равноценными.

Для выполнения сравнения по экономическим показателям применяем [3].

2.2.1 Разомкнутая сеть

Расчет стоимости РУВН(СН) подстанций:

Расчет проводим по [3, таблица 7.19]. Выбираем элегазовые выключатели. Расчеты сведены в таблицу 2.1.

Таблица 2.1

№ ПС

Uном выключателя, кВ

Количество

Цена, тыс. руб.

Стоимость, тыс. руб.

ПС1 (ВН)

220

4

15000

60000

ПС1 (СН)

110

5

7300

36500

ПС2

220

4

15000

60000

ПС3

220

4

15000

60000

ПС4

110

4

7300

29200

Расчет потерь электроэнергии в ВЛ:

Находим время наибольших потерь по формуле:

(2.1)

Находим потери электроэнергии за год по формуле:

(2.2)

Расчеты сведены в таблицу 2.2.

Таблица 2.2

Участок

Т, ч

?, ч

?Р, МВт

?Э, МВт*ч

РЭС-3

4466

2852

2,621

7476,139

3-2

3947

2357

2,532

5967,819

2-1

4125

2521

1,378

3475,584

1-4

5000

3410

0,302

1031,207

Всего

17950,75

Расчет потерь электроэнергии в трансформаторах:

Для автотрансформаторов подстанции 1 для обмотки ВН необходимо найти свое значение числа часов использования максимальной нагрузки как средневзвешенное между Т1СН и Т1НН:

Т1НН = Т1 = 4000 ч,Т1СН = Тс.вз1-4 = 5000 ч

где P1НН = Р1;

Р1СН = Р4.

Время наибольших потерь и потери электроэнергии за год находим по формулам (2.1) и (2.2).

Расчеты сведены в таблицу 2.3.

Таблица 2.3

№ ПС

Т, ч

?, ч

?Р, МВт

?Э, МВт*ч

ПС1 (ВН)

4125

2521

0,177

446,623

ПС1 (СН)

5000

3411

0,0005

1,865

ПС1 (НН)

4000

2405

0,077

185,574

ПС2

3200

1727

0,139

239,594

ПС3

6300

4980

0,183

913,032

ПС4

5000

3411

0,07

239,793

Всего

2026,551

Общие потери в сети:

где ?Этр - общие потери электроэнергии в трансформаторах, МВт*ч;

ВЛ - общие потери электроэнергии в линиях, МВт*ч;

2.2.2 Замкнутая сеть

Расчет стоимости РУВН подстанций:

Расчет проводим по [3, таблица 7.19]. Выбираем элегазовые выключатели. Расчеты сведены в таблицу 2.4.

Таблица 2.4

№ ПС

Uном выключателя, кВ

Количество

Цена, тыс. руб.

Стоимость, тыс. руб.

ПС1

220

4

15000

60000

ПС2

220

4

15000

60000

ПС3

220

4

15000

60000

ПС4

220

4

15000

60000

Расчет потерь электроэнергии в ВЛ проводим по формулам (2.1) и (2.2):

Расчеты сведены в таблицу 2.5.

Таблица 2.5

Участок

Т, ч

?, ч

?Р, МВт

?Э, МВт*ч

РЭС-4

4149

2544

1,229

3126,189

4-1

4000

2405

1,31

3151,56

1-2

4000

2405

0,067

160,565

2-3

3522

1986

0,53

1052,528

3-РЭС

4823

3220

1,156

3722,655

Всего

11213,497

Расчет потерь электроэнергии в трансформаторах:

Время наибольших потерь и потери электроэнергии за год находим по формулам (2.1) и (2.2).

Расчеты сведены в таблицу 2.6.

Таблица 2.6

№ ПС

Т, ч

?, ч

?Р, МВт

?Э, МВт*ч

ПС1

4000

2405

0,413

992,187

ПС2

3200

1757

0,139

239,594

ПС3

6300

4980

0,183

913,062

ПС4

5000

3411

0,073

247,74

Всего

2392,583

Общие потери в сети:

Согласно постановлению РЭК КО от 31.12.2011г. №484 примем к расчету тариф по региону на закупку электроэнергии = 44,28 руб./(МВт*ч).

По принятому условию, что срок возведения сети 1 год, для для нахождения приведенных затрат применяем формулу (12.25) [2]:

(2.3)

где И - годовые эксплуатационные расходы;

К - капитальные затраты;

Е = 0,125 - коэффициент дисконта.

Для расчета капитальных затрат на сооружение ВЛ использую [3, таблица 7.4, с.340].

Зональный коэффициент к базовой стоимости беру из [3, таблица 7.2, с.337].

Постоянная часть затрат на подстанции беру из [3, таблица 7.30, с.359].

Стоимость трансформаторов и автотрансформаторов беру из [3, таблица 7.20, с.353].

Стоимость беру вольтодобавочных трансформаторов из [3, таблица 7.24, с.355].

Сравнение привожу в таблице 2.7.

Таблица 2.7

Разомкнутая сепь

Замкнутая сеть

Название

Цена, тыс. руб.

Кол-во, шт

Всего, тыс. руб.

Название

Цена, тыс. руб.

Кол-во, шт

Всего, тыс. руб.

1. Капитальный затраты на сооружение ВЛ

220 кВ

220 кВ

РЭС - 3

2195

84

184380

РЭС - 4

1310

70

91700

3-2

2195

132

289740

4 - 1

1310

104

136240

2-1

2195

112

245840

1 - 2

1310

112

146720

110 кВ

2 - 3

1310

132

172920

1-4

1795

104

186680

3 - РЭС'

1310

84

110040

Всего

906640

Всего

657620

Зональный коэф-нт

1,7

1541288

Зональный коэф-нт

1,7

1117954

2. Постоянная часть затрат на подстанции

ПС1

30000

1

30000

ПС1

21000

1

21000

ПС2

21000

1

21000

ПС2

21000

1

21000

ПС3

21000

1

21000

ПС3

21000

1

21000

ПС4

21000

1

21000

ПС4

21000

1

21000

Всего

93000

Всего

84000

Зональный коэф-нт

1,6

148800

Зональный коэф-нт

1,6

134400

3. Стоимость трансформаторов

ТРДН-32000/220

10000

4

40000

ТРДН-32000/220

10000

6

60000

АТДЦТН-125000/220/110

15525

2

31050

ТРДН-63000/220

12625

2

25250

ТД-10000/110

3700

2

7400

ЛТМН-16000/10

2875

2

5750

ЛТДН-40000/10

3750

2

7500

Всего

91700

Всего

85250

4. Стоимость ОРУ

ПС1 (220)

96500

1

96500

ПС1

60000

1

60000

ПС2 (220)

60000

1

60000

ПС2

60000

1

60000

ПС3 (220)

60000

1

60000

ПС3

60000

1

60000

ПС4 (110)

29200

1

29200

ПС4

60000

1

60000

Всего

245700

Всего

240000

5. Капитальные вложения, определенные по укрупненным показателям (1 + 2 + 3 + 4)

По ценам 2000 г.

2027488

По ценам 2000 г.

1577604

6. Ежегодные издержки на амортизацию, обслуживание и ремонт относительно капительных затрат

ВЛ

1541288

ВЛ

1117954

Коэффициент

2,80%

0,028

43156,064

Коэффициент

2,80%

0,028

31302,712

Силовое оборудование

486200

Силовое оборудование

459650

Коэффициент

8,40%

0,084

40840,8

Коэффициент

8,40%

0,084

38610,6

Всего

83996,864

Всего

69913,312

7. Стоимость потерь электроэнергии

Потери

МВт*ч

19977,26

Потери

МВт*ч

13606,08

Тариф

руб/(МВт*ч)

44,28

Тариф

руб/(МВт*ч)

44,28

Стоимость потерь электроэнергии

884,5930728

Стоимость потерь электроэнергии

602,4772224

8. Годовые эксплуатационные расходы

И

(6 + 7)

84881,45707

И

(6 + 7)

70515,78922

9. Приведенные затраты

К * Е

0,125

253436

К * Е

0,125

197200,5

И + К * Е

338317,4571

И + К * Е

267716,2892

Разница в приведенных затратах составляет:

где - приведенные затраты на разомкнутую сеть;

- приведенные затраты на замкнутую сеть.

По приведенным затратам замкнутая сеть дешевле разомкнутой на 20,87 %.

Разница в капитальных затратах, с учетом издержек и коэффициента дисконта:

где - капитальные затраты с учетом издержек и коэффициента дисконта на разомкнутую сеть;

- капитальные затраты с учетом издержек и коэффициента дисконта на замкнутую сеть.

По капитальным затратам с учетом издержек и коэффициента дисконта замкнутая сеть дешевле разомкнутой на 21,95 %.

Окончательно выбираю вариант с замкнутой сетью.

3 Точный электрический расчет выбранного варианта

3.1 Составление схемы замещения сети

Рис. 3.1 Схема замещения сети

3.2 Расчет потокораспределения в сети без учета потерь мощности

3.2.1 Режим максимальных нагрузок

Рис. 3.2 Потокораспределение в сети без учета потерь мощности в режиме максимальных нагрузок

Напряжение РЭС в режиме максимальных нагрузок:

Определяем расчетные нагрузки по формуле:

(3.1)

где Sнi - полная мощность нагрузки, МВА;

?Sтрi - потери в трансформаторе, МВА;

?Sххтрi - потери холостого хода трансформатора, МВА;

Qк и Qн - зарядные мощности конца и начала линий соответственно рядом с рассматриваемой подстанцией, МВАр;

QКУ - мощность компенсирующего устройства, МВАр.

Потери в трансформаторе рассчитываем по формуле:

(3.2)

где Рнi - активная нагрузка на подстанции, МВт;

Qнi - реактивная нагрузка на подстанции, МВАр;

Rтрi - активное сопротивление трансформатора на подстанции, Ом;

Хтрi - реактивное сопротивление трансформатора на подстанции, Ом;

U - напряжение РЭС в рассматриваемом режиме, кВ.

Зарядная мощность линии определяем по формуле:

(3.3)

Зарядные мощности конца и начала линии определяем по формуле:

(3.4)

Определяем потери в трансформаторе:

Определяем потери холостого хода в трансформаторах:

,,

,.

Определяем зарядные мощности линий:

Определяем зарядные мощности конца и начала линий:

Определяем расчетные нагрузки:

Потоки мощностей в линиях определяем по следующей формуле:

(3.5)

где Z* - сопряженная величина полного сопротивления.

Проверка правильности расчетов потоков мощностей на головных участках цепи:

Условие выполняется.

Определение потоков мощности в остальных линиях:

Мощность, потребляемая с шин РЭС в режиме максимальных нагрузок:

3.2.2 Режим минимальных нагрузок

Рис. 3.3 Потокораспределение в сети без учета потерь мощности в режиме минимальных нагрузок

Напряжение РЭС в режиме минимальных нагрузок:

По заданию Pmin = 45 %:

Определяем расчетные нагрузки по формуле (3.1).

Потери в трансформаторе рассчитываем по формуле (3.2).

Зарядная мощность линии определяем по формуле (3.3).

Зарядные мощности конца и начала линии определяем по формуле (3.4).

Определяем потери в трансформаторе:

Определяем зарядные мощности линий:

Определяем зарядные мощности конца и начала линий:

Определяем расчетные нагрузки:

Потоки мощностей в линиях определяем по следующей формуле (3.5):

Проверка правильности расчетов потоков мощностей на головных участках цепи:

Условие выполняется.

Определение потоков мощности в остальных линиях:

Мощность, потребляемая с шин РЭС в режиме минимальных нагрузок:

3.2.3 Послеаварийный режим

Аварийным режимом для сети является обрыв самой загруженной линии (РЭС-4) (рис. 3.4).

Рис. 3.4 Потокораспределение в сети без учета потерь мощности в послеаварийном режиме

Расчетные нагрузки в послеаварийном режиме равны расчетным нагрузкам при режиме максимальных нагрузок.

Определение потоков мощности в остальных линиях:

3.3 Расчет потокораспределения в сети с учетом потерь мощности

3.3.1 Режим максимальных нагрузок

Рис. 3.4 Потокораспределение в сети с учетом потерь мощности в режиме максимальных нагрузок

Потери мощности в линии рассчитываем по формуле:

(3.6)

где U2 - напряжение РЭС при рассматриваемом режиме работы.

Мощность в конце линии 1-4:

Потери мощности на участке 1-4:

Мощность в начале линии 1-4:

Расчет линии 4-РЭС:

Расчет линии 1'-2:

Расчет линии 2-3:

Расчет линии 3-РЭС':

3.3.2 Режим минимальных нагрузок

Потери мощности в линии рассчитываем по формуле (3.6).

Расчет линии 4-1:

Расчет линии 4-РЭС:

Расчет линии 1'-2:

Расчет линии 2-3:

Расчет линии 3-РЭС':

3.3.3 Послеаварийный режим работы

Аварийным режимом для сети является обрыв самой загруженной линии (РЭС-4).

Потери мощности в линии рассчитываем по формуле (3.6).

Расчет линии 4-1:

Расчет линии 1-2:

Расчет линии 2-3:

Расчет линии 3-РЭС':

3.4 Определение падений напряжения на головном участке сети и напряжений на шинах узловой подстанции

Падение напряжения состоит из продольной составляющей и поперечной составляющей.

Продольную составляющую рассчитываем по формуле:

(3.7)

где U - напряжение источника питания при рассматриваемом режиме, кВ.

Рi-j - активная мощность в начале линии при рассматриваемом режиме, МВт;

Qi-j - реактивная мощность в начале линии при рассматриваемом режиме, МВАр.

Поперечную составляющую рассчитываем по формуле:

(3.8)

Напряжение на шинах подстанции рассчитываем по формуле:

(3.9)

3.4.1 Режим максимальных нагрузок

Продольную и поперечную составляющие рассчитываем по формулам (3.7) и (3.8) соответственно. Напряжение на шинах подстанции рассчитываем по формуле (3.9).

Участок 4-РЭС:

Участок 3-РЭС':

3.4.2 Режим минимальных нагрузок

Продольную и поперечную составляющие рассчитываем по формулам (3.7) и (3.8) соответственно. Напряжение на шинах подстанции рассчитываем по формуле (3.9).

Участок 4-РЭС:

Участок 3-РЭС':

3.4.3 Послеаварийный режим

Аварийным режимом для сети является обрыв самой загруженной линии (РЭС-4).

Продольную и поперечную составляющие рассчитываем по формулам (3.7) и (3.8) соответственно. Напряжение на шинах подстанции рассчитываем по формуле (3.9).

Участок 3-РЭС':

3.5 Определение потерь напряжений и напряжений в узлах распределительной сети

3.5.1 Режим максимальных нагрузок

Продольную и поперечную составляющие рассчитываем по формулам (3.7) и (3.8) соответственно. Напряжение на шинах подстанции рассчитываем по формуле (3.9).

Участок 4-1:

Участок 3-2:

Участок 1-2:

3.5.2 Режим минимальных нагрузок

Участок 4-1:

Участок 3-2:

Участок 1-2:

3.5.3 Послеаварийный режим работы

Аварийным режимом для сети является обрыв самой загруженной линии (РЭС-4).

Участок 3-2:

Участок 1-2:

Участок 4-1:

3.6 Выбор ответвлений и расчет действительных напряжений на шинах узловых подстанций

Потери напряжения в трансформаторе рассчитываем по формуле:

(3.10)

где Pi - активная мощность нагрузки на i-ой подстанции при рассматриваемом режиме, МВт;

трi - потери активной мощности в трансформаторе на i-ой подстанции при рассматриваемом режиме, МВт;

Qi - реактивная мощность нагрузки на i-ой подстанции при рассматриваемом режиме, МВт;

?Qтрi - потери реактивной мощности в трансформаторе на i-ой подстанции при рассматриваемом режиме, МВт;

Rтi - активное сопротивление трансформатора на i-ой подстанции, Ом;

Хтi - реактивное сопротивление трансформатора на i-ой подстанции, Ом;

Ui - напряжение на i-ой подстанции при рассматриваемом режиме, кВ.

Потери напряжения в трансформаторе, приведенные к вторичной обмотке рассчитываем по формуле:

(3.11)

где UiНН - напряжение обмотки низшего напряжения трансформатора на i-ой подстанции, кВ;

UiВН - напряжение обмотки высшего напряжения трансформатора на i-ой подстанции, кВ.

Диапазон отклонения напряжения в сети рассчитываем по формуле:

(3.12)

Расчетное напряжение на стороне высшего напряжения определяем по формуле:

(3.13)

где Uхх трi - напряжение холостого хода трансформатора, кВ;

UтрiНН жел - желаемое напряжение на стороне низшего напряжения, кВ.

Действительное напряжение на стороне низшего напряжения рассчитываем по формуле:

(3.14)

На подстанции 1 используются трансформаторы ТРДН-63000/220, на подстанциях 2, 3 и 4 используются трансформаторы ТРДН-32000/220.

Диапазон регулирования трансформатора ТРДН-63000/220 с РПН ±12х1%:

Таблица 3.1

nотв

-12

-11

-10

-9

-8

-7

-6

-5

-4

-3

Uотв, кВ

202,4

204,7

207

209,3

211,6

213,9

216,2

218,5

220,8

223,1

nотв

-2

-1

0

1

2

3

4

5

6

7

Uотв, кВ

225,4

227,7

230

232,3

234,6

236,9

239,2

241,5

243,8

246,4

nотв

8

9

10

11

12

Uотв, кВ

248,4

250,7

253

255,3

257,36

Таблица 3.2 Диапазон регулирования трансформатора ТРДН-32000/220 с РПН ±8х1,5%:

nотв

-8

-7

-6

-5

-4

-3

-2

-1

0

Uотв, кВ

202,4

205,85

209,3

212,75

216,2

219,65

223,1

226,55

230

nотв

1

2

3

4

5

6

7

8

Uотв, кВ

233,45

236,9

240,35

243,8

247,25

250,7

254,15

257,6

Так как UНН для трансформаторов ТРДН-63000/220 и ТРДН-32000/220 равно 11 кВ, то Uхх трi = 1,1 UНН = 12,1 кВ.

3.6.1 Режим максимальных нагрузок

Для режима максимальных нагрузок UтрiНН жел = 1,05 UНН = 11,55 кВ.

Подстанция 4

Определяем потери напряжения в трансформаторе по (3.10):

Определяем потери напряжения в трансформаторе, приведенные к вторичной обмотке по (3.11):

Определяем диапазон отклонения напряжения в сети по (3.12):

Определяем расчетное напряжение на стороне высшего напряжения по (3.13):

Выбираем номер ответвления, соответствующего :

n = 5

Определяем действительное напряжение на стороне низшего напряжения по (3.14):

Подстанция 3

n = 3

3.6.2 Режим минимальных нагрузок

Для режима минимальных нагрузок UтрiНН жел = 1 UНН = 11 кВ.

Подстанция 4

n = 5

Подстанция 3

n = 3

3.6.3 Послеаварийный режим

Для послеаварийного режима UтрiНН жел = 1,05 UНН = 11,55 кВ.

Подстанция 3

n = 0

3.7 Выбор ответвлений на трансформаторах и расчет действительных напряжений на шинах подстанций

Расчеты производятся по тем же формулам, что и в пункте 3.6:

Потери напряжения в трансформаторе по (3.10); потери напряжения в трансформаторе, приведенные к вторичной обмотке по (3.11); диапазон отклонения напряжения в сети по (3.12); расчетное напряжение на стороне высшего напряжения по (3.13); действительное напряжение на стороне низшего напряжения по (3.14).

3.7.1 Режим максимальных нагрузок

Для режима максимальных нагрузок UтрiНН жел = 1,05 UНН = 11,55 кВ.

Подстанция 1

n = 0

Подстанция 2

n = 2

3.7.2 Режим минимальных нагрузок

Для режима минимальных нагрузок UтрiНН жел = 1 UНН = 11 кВ.

Подстанция 1

n = 3

Подстанция 2

n = 5

3.7.3 Послеаварийный режим

Для послеаварийного режима UтрiНН жел = 1,05 UНН = 11,55 кВ.

Подстанция 2

n = -4

Подстанция 1

В связи с тем, что диапазон отклонения напряжения в сети больше, чем диапазон регулирования трансформатора ТРДН-63000/220 с РПН±12х1%, считаю нужным установить регулировочный трансформатор ЛТДЦТНФ-400000/220 с РПН±15х1%.

n = -14

Таблица 3.3

nотв

-15

-14

-13

-12

-11

-10

-9

-8

-7

-6

Uотв, кВ

195,5

197,8

200,1

202,4

204,7

207

209,3

211,6

213,9

216,2

nотв

-5

-4

-3

-2

-1

0

1

2

3

4

Uотв, кВ

218,5

220,8

223,1

225,4

227,7

230

232,3

234,6

236,9

239,2

nотв

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

Uотв, кВ

241,5

243,8

246,4

248,4

250,7

253

255,3

257,36

259,9

262,2

264,5

4. Определение обобщенных показателей сети

4.1 Технические показатели

Падение напряжения в режиме максимальной нагрузки до наиболее удаленного потребителя на одной ступени напряжения:

Суммарные потери активной мощности в режиме максимально нагрузки:

Суммарные потери электрической энергии в % от всей потребляемой электрической энергии:

Коэффициент использования трансформаторов:

Годовое потребление эклектической энергии:

Удельный расход электрической энергии на ее транспортировку по линиям сети:

где - ток в линии, А;

li-j - длина линии, км;

Si-j - сечение провода линии, мм2;

?i-j - время максимальных потерь в линии, ч;

? = 31,7 - удельная проводимость алюминиевых и сталеалюминевых проводов, м/(Ом*мм2);

WГ - годовое потребление электрической энергии, кВт.

Удельный расход электрической энергии на ее преобразование в трансформаторах:

4.2 Экономические показатели

Себестоимость передачи и распределения электрической энергии:

Удельные капиталовложения:

Удельные приведенные затраты:

Список используемой литературы

1. Правила устройства электроустановок / Минэнерго СССР. - 6-е изд., перераб. и доп. - М. Энергоатомиздат, 1987. - 648 стр.

2. Герасименко А.А., Передача и распределение электрической энергии: Учебное пособие/ А.А. Герасименко, В.Т. Федин. - Ростов-н/Д.: Феникс; Красноярск, 2006. - 720 с.

3. Справочник по проектированию электрических сетей/ под ред. Д.Л. Файбисовича. - 3-е изд., переаб. и доп. - М.: ЭНАС, 2009. - 392 с.

Размещено на Allbest.ru


Подобные документы

  • 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 [963,4 K], добавлен 23.11.2014

  • 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

  • Разработка схем электрической сети района. Предварительное распределение мощностей. Выбор номинальных напряжений линий, сечения и марок проводов. Определение потерь мощности в линиях. Выбор трансформаторов и схем подстанций. Расчёт количества линий.

    дипломная работа [1,3 M], добавлен 05.04.2010

  • Построение вариантов схемы электрической сети. Предварительный расчет потоков мощности. Выбор номинальных напряжений для кольцевой сети. Определение сопротивлений и проводимостей линий электропередачи. Проверка сечений по техническим ограничениям.

    курсовая работа [515,7 K], добавлен 29.03.2015

  • Расчет трансформаторных подстанций, воздушных линий электропередач и кольцевой схемы. Определение потерь напряжений на участках линий, КПД электрической сети для режима наибольших нагрузок. Выбор положения регулировочных ответвлений трансформаторов.

    курсовая работа [1,1 M], добавлен 17.05.2015

  • 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

  • Разработка электрической сети района и предварительное распределение мощностей. Выбор номинальных напряжений, сечений и марок проводов. Определение потерь мощности в трансформаторах. Баланс активных и реактивных мощностей в системе. Выбор схем подстанций.

    дипломная работа [1,3 M], добавлен 16.06.2014

  • 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.

    курсовая работа [372,7 K], добавлен 17.12.2015

  • Характеристика электрифицируемого района и потребителей электроэнергии. Выбор конструкции, номинального напряжения линий сети, количества и мощности силовых трансформаторов. Электробаланс предприятия, себестоимость передачи и распределения электроэнергии.

    курсовая работа [110,4 K], добавлен 24.07.2012

  • Выбор сечений проводов воздушных линий электропередачи. Зарядная мощность линий. Мощность трансформаторов на подстанциях. Справочные и расчетные параметры выбранных трансформаторов. Определение расчетных нагрузок узлов. Анализ схемы электрической сети.

    курсовая работа [439,9 K], добавлен 16.01.2013

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.