Розрахунок районної електричної мережі напругою 110 кВ

Размещено на http://www.allbest.ru/

Анотація

Тема курсового проекту: Розрахунок районної електричної мережі напругою 110 кВ. Пояснювальна записка містить в собі 18 рисунків, 8 таблиць та 2 креслення графічної частини.

В пункті обґрунтування вибору силових трансформаторів на підстанціях електричної мережі спочатку було вибрано трансформатори по типу та потужності, потім приведено потужності трансформаторів до сторони ВН.

В попередньому виборі варіантів схем електричної мережі показано 6 варіантів можливих схем з'єднання. Із всіх варіантів було вибрано варіанти з кільцевим з'єднанням та з двох ланцюговою ділянкою.

В подальшому розрахунку було обрано проводи на кожній ділянці електричної мережі, перевірено їх н а допустимі струми.

Після вибору проводів було зроблено уточнюючий розрахунок обраних варіантів схем електричної мережі.

Шляхом техніко-економічного обґрунтування двох варіантів для подальшого розрахунку обираємо варіант з кільцевим з'єднанням, так як він є більш економічно-вигідним.

Обраний варіант використовуємо для розрахунку приведення навантаження до сторони ВН трансформаторів в режимі мінімального навантаження. В пункті обґрунтування способів регулювання напруги трансформаторів приведені розрахунки регулювання напруг в максимальному і мінімальному режимах навантаження.

Зміст

Вступ

1. Техніко-економічне обґрунтування проекту

1.1 Обґрунтування вибору силових трансформаторів на підстанціях електричної мережі

1.2 Техніко-економічне обґрунтування вибраних варіантів схем електричної мережі

2. Проектні рішення

2.1 Обгрунтування оптимального варіанту електричної мережі

2.2 Обґрунтування способів регулювання напруги

Перелік посилань

Вступ

Електрична енергія - найбільш уживаний вид енергії в діяльності людини. Це зумовлено простотою її отримання, передачі, розподілу і можливо перетворення її в різні види енергії: механічну, теплову, світлову та інші, з високим коефіцієнтом корисної дії. Крім цього електроенергія проявляється у вигляді потоку, який роздробити на частини значно легше, ніж інші енергетичні потоки(вугілля, газу, нафти). Тому електрична енергія - це енергія, яка найбільш придатна для передачі і споживання. Водночас мати електричну енергію в промислових обсягах можливо тільки від генераторів електростанцій.

Екологічні проблеми та місце знаходження первинних енергоресурсів зумовлено тим, що електростанції розташовані на значній відстані від споживачів. Це привело до потреби передавати значну кількість електричної енергії від джерел живлення до місць споживання.

Нині накопичувати електроенергію на даному етапі ще не можливо. Частково за можливо за допомогою конденсаторів, але в дуже малих обсягах. Накопичувачі, що побудовані на явищі надпровідності ще не мають промислового застосування. Ця обставина зумовлює одночасне виробництво і споживання електричної енергії. А це можливо у тому разі, якщо джерело енергії і споживач будуть з'єднані між собою електрично. Таке з'єднання і виконують електричні мережі.

Вирішення технічних, економічних та екологічних проблем електроенергетики зумовлює необхідність об'єднання між собою ел. станцій як джерел енергії та споживачів. Таке об'єднання зменшує вартість енергії, підвищує її якість, робить більш надійним електропостачання.

1. Техніко-економічне обґрунтування проекту

1.1 Обґрунтування вибору силових трансформаторів на підстанціях електричної мережі

1.1.1.Вибір трансформаторів

Підстанція 1

Повна потужність підстанції

, (1.1)

Де Pmax - активна потужність підстанції, МВт,

Cos - коефіцієнт потужності.

Потужність одного трансформатора

(1.2)

Приймаємо до установки трансформатор типу ТМН - 6300/110 [1,Табл. 3-6]

Підстанція 2

Повна потужність підстанції, відповідно (1.1)

Потужність одного трансформатора, відповідно (1.2)

Приймаємо до установки трансформатор типу ТДН - 10000/110 [1,Табл. 3-6]

Підстанція 3

Повна потужність підстанції, відповідно (1.1)

Потужність одного трансформатора, відповідно (1.2)

Приймаємо до установки трансформатор типу ТДН - 25000/110 [1,Табл. 3-6]

Підстанція 4

Повна потужність підстанції

, (1.3)

де - активна потужність обмоток НН трансформаторів,

- активна потужність обмоток СН трансформаторів

Потужність одного трансформатора, відповідно (1.2)

Приймаємо до установки трансформатор типу ТДТН - 40000/110 [1,Табл. 3-6]

Таблиця 1. - Номінальні дані трансформаторів

Тип	Sн, МВА	Uн, кВ	Втрати	Uк, %	Іхх, %
		ВН	СН	НН	Pхх	Pкз	ВН-СН	ВН-НН	СН-НН
ТМН 6300/110	6,3	115	-	11	10	44		10.5	-	1
ТДН 10000/110	10	115	-	11	14	58		10.5		0.9
ТДН 25000/110	25	115	-	38,5	25	120		10.5	-	0.65
ТДТН 40000/110	40	115	34.5	11	39	200	10.5	17,5	6,5	0,6

1.1.2. Приведення трансформаторів до сторони ВН у режимі максимального навантаження

Підстанція 1

Реактивне навантаження сторони НН трансформатора

, tgц = 0.48 (1.4)

Потужність, яка заходить в обмотку НН трансформатора

(1.5)

Втрати активної потужності в сталі траснфрматора

?Pст. = n*Pхх, (1.6)

де n - кількість трансформаторів на підстанції, Рхх - втрати холостого ходу.

?Pст. = 2*10 = 20 кВт = 0.020 МВт

Втрати реактивної потужності на намагнічування магнітопроводу

, (1.7)

де Sн - номінальна потужність трансформатора, Iхх - струм холостого ходу.

Активний опір обмоток трансформатора

, (1.8)

де Pкз - втрати короткого замикання,

Uн - номінальна напруга трансформатора.

Реактивний опір обмоток трансформатора

, (1.9)

де Uк - напруга короткого замикання.

Втрати активної потужності в обмотках трансформатора

, (1.10)

де Рнн - активне навантаження сторони НН трансформатора,

Qнн - реактивне навантаження сторони НН трансформатора.

Втрати реактивної потужності в обмотках трансформатора

(1.11)

Потужність, яка виходить з обмотки ВН трансформатора

(1.12)



Приведене навантаження до сторони ВН трансформатора

(1.13)

Підстанція 2

Реактивне навантаження сторони НН трансформатора, відповідно (1.4)

tgц = 0,42

Потужність, яка заходить в обмотку НН трансформатора, відповідно (1.5)

Втрати активної потужності в сталі трансформатора, відповідно (1.6)

?Pст. = 14*0,9 = 12,6 кВт = 0.0126 МВт

Втрати реактивної потужності на намагнічування магнітопроводу, відповідно (1.7)

Активний опір обмоток трансформатора, відповідно (1.8)

Реактивний опір обмоток трансформатора, відповідно (1.9)

Втрати активної потужності в обмотках трансформатора, відповідно (1.10)



Втрати реактивної потужності в обмотках трансформатора, відповідно (1.11)

Потужність, яка виходить з обмотки ВН трансформатора, відповідно (1.12)

Приведене навантаження до сторони ВН трансформатора, відповідно (1.13)

Підстанція 3

Реактивне навантаження сторони НН трансформатора, відповідно (1.4)

tgц = 0.32

Потужність, яка заходить в обмотку НН трансформатора, відповідно (1.5)

Втрати активної потужності в сталі трансформатора, відповідно (1.6)

?Pст. = 2*0,65 = 1,3 кВт = 0.013 МВт

Втрати реактивної потужності на намагнічування магнітопроводу, відповідно (1.7)

Активний опір обмоток трансформатора, відповідно (1.8)

Реактивний опір обмоток трансформатора, відповідно (1.9)

Втрати активної потужності в обмотках трансформатора, відповідно (1.10)

Втрати реактивної потужності в обмотках трансформатора, відповідно (1.11)

Потужність, яка виходить з обмотки ВН трансформатора, відповідно (1.12)

Приведене навантаження до сторони ВН трансформатора, відповідно (1.13)

Підстанція 4

Реактивне навантаження сторони НН трансформатора, відповідно (1.4)

tgц = 0.48

Потужність, яка виходить з обмотки НН трансформатора, відповідно (1.5)



Реактивне навантаження сторони СН трансформатора, відповідно (1.4)

Потужність, яка виходить з обмотки СН трансформатора, відповідно (1.5)

Втрати активної потужності в сталі трансформатора, відповідно (1.6)

?Pст. = 2*39 = 78 кВт = 0.078 МВт

Втрати реактивної потужності на намагнічування магнітопроводу,

відповідно (1.7)

Активний опір обмоток трансформатора, відповідно (1.8)

Активні опори обмоток НН, СН та ВН трансформатора

Напруга короткого замикання обмоток НН трансформатора

Напруга короткого замикання обмоток СН трансформатора



Напруга короткого замикання обмоток ВН трансформатора

Реактивний опір обмоток НН трансформатора, відповідно (1.9)

Реактивний опір обмоток СН трансформатора, відповідно (1.9)

Реактивний опір обмоток ВН трансформатора, відповідно (1.9)

Втрати активної потужності в обмотках НН трансформатора, відповідно (1.10)

Втрати реактивної потужності в обмотках НН трансформатора, відповідно (1.11)

Втрати активної потужності в обмотках СН трансформатора, відповідно (1.10)

Втрати реактивної потужності в обмотках СН трансформатора, відповідно (1.11)

Потужність, яка заходить в обмотку НН трансформатора

Потужність, яка заходить в обмотку СН трансформатора

трансформатор електричний потужність напруга

Потужність нульової точки трансформатора

Втрати активної потужності в обмотках ВН трансформатора

Втрати реактивної потужності в обмотках ВН трансформатора

Потужність, яка виходить з обмотки ВН трансформатора

Приведене навантаження до сторони ВН трансформаторів, відповідно (1.13)

1.1.3. Розраховуємо струми на підстанціях

Підстанція 1

(1.14)

Підстанція 2

Підстанція 3

Підстанція 4

Загальний струм всіх чотирьох підстанцій



Схеми заміщення трансформаторів у максимальному режимі навантаження

Підстанція 1

Підстанція 2

Підстанція 3

Підстанція 4

1.2 Техніко-економічне обґрунтування вибраних варіантів схем електричної мережі

1.2.1 Попередній вибір варіантів схем електричної мережі

Приймаємо до установки таблиці 1 і 3.

Для одноланцюгової лінії 110 кВ обираємо стальну проміжну вільностоячу опору ВЛ - 110 кВ



Для двохланцюгової лінії 110 кВ обираємо стальну проміжну вільностоячу двохланцюгову опору ВЛ - 110 кВ



Розрахунок двохланцюгової опори

BC² =5²+4²=41м BA=6,40 м

BC=6,40м BA²=41м

Розрахунок одноланцюгової опори

CД=4,1-2=2,1 м

BC2=4²+2,1²=20,41=4,51м BC=4.51м

AД=2+4,1=6,1м

АB2=6,412+42=37,21+16=53,2 м AB=7,3м Ас=6,1м

1.2.2. Вибір проводів

Варіант 1

1) (1.16)

;

je=1.1 А/мм² [1, Неклепаєв, табл. 10 - 1]

Мінімальний переріз проводу

(1.17)

іуд . пр. ==29 А

Приймаємо АС-70/11. Перевірка по допустимому струмовому навантаженні:26558

Перевірка по втрат на корону, провід АС-70/11 підходить по втратам на корону.

2) ; (1.16)

Мінімальний переріз проводу

(1.17)

іуд . пр. ==48 А

Приймаємо АС-70/11. Перевірка по допустимому струмовому навантаженні: 26596

Перевірка по втрат на корону, провід АС-70/11 підходить по втратам на корону.

3) ; (1.16)

Мінімальний переріз проводу

(1.17)

іуд . пр. ==83 А

Приймаємо АС-120/19. Перевірка по допустимому струмовому навантаженні: 380166

Перевірка по втрат на корону, провід АС-120/19 підходить по втратам на корону.

4) ; (1.16)

Мінімальний переріз проводу

(1.17)

іуд . пр. ==36 А

Приймаємо АС-70/11. Перевірка по допустимому струмовому навантаженні: 26572

Перевірка по втрат на корону, провід АС-70/11 підходить по втратам на корону.

Ділянка	L, км	Марка проводу	r0, Ом/км	R, Ом	x0, Ом/км	X, Ом	b0, Cм/км*10-6	B, См*10-6	QB1= QB2, Мвар
ГЕС - 1	35	АС - 70/11	0,245	8,6	0.420	14,7	2,36	82,6	0.49
ГЕС - 2	48	АС - 70/11	0.245	11,8	0.420	20,2	2,36	113,6	0.68
ГЕС - 3	45	АС - 120/19	0.154	6,9	0.245	18,7	2,26	101,7	0.61
ГЕС - 4	20	АС - 70/11	0.154	3,1	0.420	8,3	2,36	47,2	0.28

Питомий активний опір проводу

r₀=0.1245 Ом/км [1, Неклепаєв, табл.7 - 30]

r₀=0.154 Ом/км

Активний опір ділянки

R=r₀*L (1.18)

R=0,245*35=8,6 Ом

0,245*48=11,8 Ом

0,154*45=6,9 Ом

0,154*20=3,1 Ом

Питомий реактивний опір проводу

, (1.19)

де - середня відстань між проводами,

d - діаметр проводу.

0,420

0,245

0,420

Реактивний опір ділянки

Х= х₀*L (1.20)

X=0.420*35=14,7 Ом

0.420*48=20,2 Ом

0.245*45=18,7 Ом

0.420*20=8,3 Ом

Ємкісний опір проводу

(1.21)

B= b₀*L=2,36*35*10^-6=82,6*10^-6 См (1.22)

B= b₀*L=2,36*48*10^-6=113,6*10^-6 См

B= b₀*L=2,26*45*10^-6=101,7*10^-6 См

B= b₀*L=2,26*20*10^-6=47,2*10^-6 См

Зарядна потужність

Варіант 2

Знаходимо потужність від джерела живлення

 (1.15)

=

Перевірка

1) (1.16)

;

je=1.1 А/мм² [1, Неклепаєв, табл. 10 - 1]

Мінімальний переріз проводу

(1.17)

Приймаємо АС-150/19. Перевірка по допустимому струмовому навантаженні: 445150

Перевірка по втрат на корону, провід АС-70/11 підходить по втратам на корону.

2 ; (1.16)

Мінімальний переріз проводу

(1.17)

Приймаємо АС-150/19. Перевірка по допустимому струмовому навантаженні: 445150

Перевірка по втрат на корону, провід АС-150/19 підходить по втратам на корону.

3) ; (1.16)

Мінімальний переріз проводу

(1.17)

Приймаємо АС-185/24. Перевірка по допустимому струмовому навантаженні: 510166

Перевірка по втрат на корону, провід АС-120/19 підходить по втратам на корону.

4) ; (1.16)

Мінімальний переріз проводу

(1.17)

Приймаємо АС-70/11. Перевірка по допустимому струмовому навантаженні: 380120

Перевірка по втрат на корону, провід АС-70/11 підходить по втратам на корону.

Таблиця 2. - Параметри проводів на всіх ділянках

Ділянка	L, км	Марка проводу	r0, Ом/км	R, Ом	x0, Ом/км	X, Ом	b0, Cм/км*10-6	B, См*10-6	QB1= QB2, Мвар
ГЕС - 1	35	АС - 150/19	0.195	6,8	0.420	14,7	2,23	78,05	0.47
ГЕС - 2	48	АС - 150/19	0,195	9,3	0,420	20,2	2,23	107,05	0,65
ГЕС - 3	20	АС - 185/24	0,154	3,08	0,415	8,3	2,2	44	0,26
ГЕС - 4	45	АС - 70/11	0,154	7,8	0,415	18,7	2,36	106,2	0,6
ГЕС - 5	28	АС - 70/11	0,154	4,3	0,415	11,6	2,36	66,08	0,39

1.2.3. Уточнюючий розрахунок вибраних варіантів схем електричної мережі у режимі максимального навантаження

Варіант 1

- Ділянка L1

Потужність кінця лінії

Потужність кінця ділянки

(1.23)

Втрати активної потужності

(1.24)

Втрати реактивної потужності

(1.25)

Потужність початку ділянки

(1.26)



Потужність початку лінії

- Ділянка L2

Потужність кінця лінії

Потужність кінця ділянки

(1.23)

Втрати активної потужності

(1.24)

Втрати реактивної потужності

(1.25)

Потужність початку ділянки

(1.26)

Потужність початку лінії

- Ділянка L3

Потужність кінця лінії

Потужність кінця ділянки

(1.23)

Втрати активної потужності

(1.24)

Втрати реактивної потужності

 (1.25)

Потужність початку ділянки

(1.26)

Потужність початку лінії

- Ділянка L4

Потужність кінця лінії

Потужність кінця ділянки

(1.23)

Втрати активної потужності

(1.24)



Втрати реактивної потужності

(1.25)

Потужність початку ділянки

(1.26)

Потужність початку лінії

Напруга на початку ділянки

Напруга на кінці ділянки

(1.29)

Модуль напруги

(1.30)



Напруга на початку ділянки

Напруга на кінці ділянки

(1.29)

Модуль напруги

(1.30)

Напруга на початку ділянки

Напруга на кінці ділянки

(1.29)

Модуль напруги

(1.30)

Напруга на початку ділянки

Напруга на кінці ділянки

(1.29)

Модуль напруги

(1.30)

Варіант 2

- Ділянка L2

Потужність кінця лінії

Потужність кінця ділянки

(1.23)

Втрати активної потужності

(1.24)

Втрати реактивної потужності

 (1.25)

Потужність початку ділянки

(1.26)

Потужність початку лінії

- Ділянка L1

Потужність кінця лінії

Потужність кінця ділянки

(1.23)

Втрати активної потужності

 (1.24)

Втрати реактивної потужності

(1.25)

Потужність початку ділянки

(1.26)

Потужність початку лінії

- Ділянка L3

Потужність кінця лінії

Потужність кінця ділянки

(1.23)

Втрати активної потужності

(1.24)

Втрати реактивної потужності

(1.25)

Потужність початку ділянки

(1.26)

Потужність початку лінії

+15,57+j 9,56=24,6+ j 16,14

Напруга на початку ділянки L2

Напруга на кінці ділянки

(1.29)

Модуль напруги

(1.30)

Напруга на початку ділянки L1

Напруга на кінці ділянки

(1.29)

Модуль напруги

(1.30)

Напруга на початку ділянки L3

Напруга на кінці ділянки

(1.29)

Модуль напруги

(1.30)

1.2.4. Техніко-економічне порівняння варіантів схем електричної мережі та вибір оптимального варіанту

Варіант 1

Капітальні втрати на спорудження мережі

(1.31)

,

де - вартість одного кілометру проводу для ділянки.

, (1.32)

де = 60 тис. грн. - вартість комірки [1, Нєклєпаєв, табл.. 10 - 16]

n = 4 - кількість підстанцій.

тис. грн.

Амортизаційні витрати на обслуговування мережі

(1.33)

,

 ,

[1, Неклепаєв, табл. 10-2]

Витрати на експлуатацію електричної мережі

(1.34)

,

[1, Неклепаєв, табл. 10-2]

4

,

[1, Неклепаєв, табл. 10-2]

Річні сумарні витрати мережі на передачу і розподілення електроенергії

(1.35)

Втрати енергії у трансформаторах

, (1.36)

де n = 2 - кількість трансформаторів на підстанції,

ф = f(T) [1, Нєклєпаєв, табл. 10 - 1].

Втрати енергії у трьохобмоточному трансформаторі

(1.37)

Сумарні втрати енергії у трансформаторах

Втрати електроенергії у ЛЕП

(1.38)



*

Сумарні втрати електроенергії в мережі

Щорічні витрати на покриття втрат електроенергії у мережі

, (1.39)

де з - 8.4 коп/кВт*год

Сумарна ймовірність відмовлень елементів лінії (вимикач - лінія - трансформатор)

, (1.40)

де - ймовірність виходу з ладу вимикача, - ймовірність виходу з ладу лінії, - ймовірність виходу з трансформатора.

,

де - питома пошкоджуваність вимикача в рік,

- середня тривалість аварійного ремонту вимикача.

 ,

де - питома пошкоджуваність ЛЕП на 100 км в рік,

- середня тривалість аварійного ремонту лінії.

,

де - питома пошкоджуваність трансформатора в рік,

- середня тривалість аварійного ремонту трансформатора.

Величина недовідпущеної енергії при ушкодженні одного з елементів

, (1.41)

де

- максимальне навантаження споживачів

- час використання максимального навантаження

Середньорічний народногосподарський збиток від порушення електрозабезпечення електроенергією

, (1.42)

де

Приведені витрати

, (1.43)

- нормативний коефіцієнт ефективності

Варіант 2

Капітальні втрати на спорудження мережі, відповідно (1.31)

Амортизаційні витрати на обслуговування мережі, відповідно (1.33)

Витрати на експлуатацію електричної мережі, відповідно (1.34)

Річні сумарні витрати мережі на передачу і розподілення електроенергії, відповідно (1.35)

Втрати енергії у трансформаторах, відповідно (1.36)

Втрати енергії у трьохобмоточному трансформаторі

(1.37)

Сумарні втрати енергії у трансформаторах

Щорічні витрати на покриття втрат електроенергії у мережі,

відповідно (1.39)

Сумарна ймовірність відмовлень елементів лінії (вимикач - лінія - трансформатор), відповідно (1.40)

Величина недовідпущеної енергії при ушкодженні одного з елементів, відповідно (1.41)

Середньорічний народногосподарський збиток від порушення електрозабезпечення електроенергією, відповідно (1.42)

Приведені витрати, відповідно (1.43)

Таблиця 6. - Техніко-економічні показники вибраних варіантів схем електричної мережі

ТЕП	Одиниці вимірювання	Варіант
		1	2
Капітальні втрати на спорудження мережі,	тис. грн.	10173,05	11844,05
Річні сумарні витрати мережі на передачу і розподілення ел. енергії,	тис. грн./рік	1072,1	510,3
Щорічні витрати на покриття втрат електроенергії у мережі,	тис. грн./рік	69,38	69,38
Середньорічний народногосподарський збиток від порушення ел. безпечення, З	тис. грн./рік	233,52	266,89
Приведені витрати,	тис. грн./рік	2595,76	2267,8

Для подальшого розрахунку приймаємо варіант №2, тому що має найменші витрати.

2. Розрахунок мережі в мінімальному режимі

2.1 Обґрунтування оптимального варіанту електричної мережі

2.1.1. Приведення трансформаторів до сторони ВН у режимі мінімального навантаження

Підстанція 1

Реактивне навантаження сторони НН трансформатора, відповідно (1.4)

tgц = 0.48

Потужність, яка заходить в обмотку НН трансформатора, відповідно (1.5)

Втрати активної потужності в сталі трансформатора, відповідно (1.6)

?Pст. = 2*10 = 20 кВт = 0.020 МВт

Втрати реактивної потужності на намагнічування магнітопроводу,

відповідно (1.7)

Активний опір обмоток трансформатора, відповідно (1.8)

Реактивний опір обмоток трансформатора, відповідно (1.9)

Втрати активної потужності в обмотках трансформатора, відповідно (1.10)

Втрати реактивної потужності в обмотках трансформатора, відповідно (1.11)

Потужність, яка виходить з обмотки ВН трансформатора, відповідно (1.12)

Приведене навантаження до сторони ВН трансформатора, відповідно (1.13)

Підстанція 2

Реактивне навантаження сторони НН трансформатора, відповідно (1.4)

tgц = 0.42

Потужність, яка заходить в обмотку НН трансформатора, відповідно (1.5)

Втрати активної потужності в сталі трансформатора, відповідно (1.6)

?Pст. = 0,9*14 = 12,6 кВт = 0.0126 МВт

Втрати реактивної потужності на намагнічування магнітопроводу, відповідно (1.7)

Активний опір обмоток трансформатора, відповідно (1.8)

Реактивний опір обмоток трансформатора, відповідно (1.9)

Втрати активної потужності в обмотках трансформатора, відповідно (1.10)

Втрати реактивної потужності в обмотках трансформатора, відповідно (1.11)

Потужність, яка виходить з обмотки ВН трансформатора, відповідно (1.12)

Приведене навантаження до сторони ВН трансформатора, відповідно (1.13)

Підстанція 3

Реактивне навантаження сторони НН трансформатора, відповідно (1.4)

tgц = 0.32

Потужність, яка заходить в обмотку НН трансформатора, відповідно (1.5)



Втрати активної потужності в сталі трансформатора, відповідно (1.6)

?Pст. = 2*0,65 = 1,3 кВт = 0.013 МВт

Втрати реактивної потужності на намагнічування магнітопроводу, відповідно (1.7)

Активний опір обмоток трансформатора, відповідно (1.8)

Реактивний опір обмоток трансформатора, відповідно (1.9)

Втрати активної потужності в обмотках трансформатора, відповідно (1.10)

Втрати реактивної потужності в обмотках трансформатора, відповідно (1.11)

Потужність, яка виходить з обмотки ВН трансформатора, відповідно (1.12)

Приведене навантаження до сторони ВН трансформатора, відповідно (1.13)

Підстанція 4

Реактивне навантаження сторони НН трансформатора, відповідно (1.4)

tgц = 0.48

Потужність, яка виходить з обмотки НН трансформатора, відповідно (1.5)

Втрати активної потужності в сталі трансформатора, відповідно (1.6)

?Pст. = 2*39 = 78 кВт = 0.078 МВт

Втрати реактивної потужності на намагнічування магнітопроводу, відповідно (1.7)

Активний опір обмоток трансформатора, відповідно (1.8)

Активні опори обмоток НН, СН та ВН трансформатора

Напруга короткого замикання обмоток НН трансформатора

Напруга короткого замикання обмоток СН трансформатора

Напруга короткого замикання обмоток ВН трансформатора

Реактивний опір обмоток НН трансформатора, відповідно (1.9)

Реактивний опір обмоток СН трансформатора, відповідно (1.9)

Реактивний опір обмоток ВН трансформатора, відповідно (1.9)

Втрати активної потужності в обмотках НН трансформатора, відповідно (1.10)

Втрати реактивної потужності в обмотках НН трансформатора, відповідно (1.11)

Втрати активної потужності в обмотках СН трансформатора, відповідно (1.10)

Втрати реактивної потужності в обмотках СН трансформатора, відповідно (1.11)

Потужність, яка заходить в обмотку НН трансформатора

Потужність, яка заходить в обмотку СН трансформатора

Потужність нульової точки трансформатора

Втрати активної потужності в обмотках ВН трансформатора

Втрати реактивної потужності в обмотках ВН трансформатора

Потужність, яка виходить з обмотки ВН трансформатора

Приведене навантаження до сторони ВН трансформаторів, відповідно (1.13)

2.1.2. Розподіл напруг по ділянкам ЛЕП

Знаходимо потужність від джерела живлення, відповідно (1.15)

МВА

Перевірка 18,18+j10,68=18,19+j10,69

2.1.3. Уточнюючий розрахунок електричної мережі у режимі мінімального навантаження

Ділянка L2

Потужність кінця лінії

Потужність кінця ділянки, відповідно (1.23)

Втрати активної потужності, відповідно (1.24)

Втрати реактивної потужності, відповідно (1.25)

Потужність початку ділянки, відповідно (1.26)

Потужність початку лінії

S п/ст=2,34+j0,03+5,76+j 3,45=8,1+j3,4

Ділянка L1

Потужність кінця лінії



Потужність кінця ділянки, відповідно (1.23)

Втрати активної потужності, відповідно (1.24)

Втрати реактивної потужності, відповідно (1.25)

Потужність початку ділянки, відповідно (1.26)

Потужність початку лінії

Ділянка L3

Потужність кінця лінії

Потужність кінця ділянки, відповідно (1.23)

Втрати активної потужності, відповідно (1.24)

Втрати реактивної потужності, відповідно (1.25)

Потужність початку ділянки, відповідно (1.26)

Потужність початку лінії

Ділянка L4

Потужність кінця лінії

Потужність кінця ділянки, відповідно (1.23)

Втрати активної потужності, відповідно (1.24)

Втрати реактивної потужності, відповідно (1.25)

Потужність початку ділянки, відповідно (1.26)



Потужність початку лінії

Ділянка L5

Потужність кінця лінії

Потужність кінця ділянки, відповідно (1.23)

Втрати активної потужності, відповідно (1.24)

Втрати реактивної потужності, відповідно (1.25)

Потужність початку ділянки, відповідно (1.26)

Потужність початку лінії

Розрахунок напруги L2

Модуль напруги, відповідно (1.30)

Розрахунок напруги L1

Модуль напруги, відповідно (1.30)

Розрахунок напруги L3

Модуль напруги, відповідно (1.30)

Розрахунок напруги L4

Модуль напруги, відповідно (1.30)

Розрахунок напруги L5



Модуль напруги, відповідно (1.30)

Регулювання напруги

Максимальний режим

Напруга у фіктивній нульовій точці трансформатора

(2.1)

Модуль напруги у фіктивній нульовій точці трансформатора

(2.2)

Напруга на шинах 35 кВ

 (2.3)

Модуль напруги на шинах 35 кВ трансформатора, відповідно (2.2)

Напруга на шинах 10 кВ

(2.3)

Модуль напруги на шинах 35 кВ трансформатора, відповідно (2.2)

Бажаний коефіцієнт трансформації для напруги СН

(2.4)

(2.5)

Бажаний коефіцієнт трансформації для напруги НН

(2.7)

(2.8)

Мінімальний режим

Напруга у фіктивній нульовій точці трансформатора, відповідно (2.1)

Модуль напруги у фіктивній нульовій точці трансформатора, відповідно (2.2)

Напруга на шинах 35 кВ, відповідно (2.3)

Модуль напруги на шинах 35 кВ трансформатора, відповідно (2.2)

Бажаний коефіцієнт трансформації для напруги СН, відповідно (2.4)

Напруга на шинах 10 кВ трансформатора, відповідно (2.6)

Модуль напруги на шинах 10 кВ трансформатора, відповідно (2.2)

Бажаний коефіцієнт трансформації для напруги НН, відповідно (2.7)

Регулювання напруги

- Максимальний режим

Необхідне відносне зниження кількості витків обмотки ВН

(2.9)

(2.10)

Приймаємо згідно таблиці регулювання напруги трансформатора положення перемикача у максимальному режимі 3,72, ступінь 3,72%

Відносна кількість витків

Визначаємо напругу на шинах 10 кВ при обраному положенні перемикача

(2.11)

Визначаємо напругу на шинах 35 кВ при обраному положенні перемикача

(2.12)

- Мінімальний режим

Необхідне відносне зниження кількості витків обмотки ВН, відповідно (2.10)

Приймаємо згідно таблиці регулювання напруги трансформатора положення перемикача у максимальному режимі 0, ступінь 0

Відносна кількість витків

Визначаємо напругу на шинах 10 кВ при обраному положенні перемикача, відповідно (2.11)

Визначаємо напругу на шинах 35 кВ при обраному положенні перемикача, відповідно (2.12)

Таблиця 8. - Регулювання напруги трансформатора

Положення перемикача	Ступінь регулювання, %	Відносна кількість витків	Напруга, кВ
+8 +7 +6 +5 +4 +3 +2 +1	12 10,5 9 7,5 6 4,5 3 1,5	1,12 1,105 1,09 1,075 1,06 1,045 1,03 1,015	128,8 127,07 125,35 123,62 121,9 120,17 118,45 116,72
0	0	1	115
-1 -2 -3 -4 -5 -6 -7 -8	-1,5 -3 -4,5 -6 -7,5 -9 -10,5 -12	0,985 0,97 0,955 0,94 0,925 0,91 0,895 0,88	133,27 111,55 109,82 108,1 106,37 104,55 102,92 101,2

Перелік посилань

1. Крючков И. П. и др.. Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования. Учеб. пособие для электроэнергетических специальностей вузов/Крючков И. П., Кувшинский Н.Н., Неклепаев Б. Н.; под. ред. Б. Н. Неклепаев - 3-е узд., перераб. И доп. - М.: "Энергия", 1978 - 456 с., ил.

2. В.А. Боровіков, В.К. Косарєв, Г.А. Ходот Електричні мережі енергосистем. Підручник для технікумів. Л.:"Энергия" 1977 р.

3. Г.Г. Півняк, Г. А. Кігель, Н.С. Волотковська, Л.П. Ворохов, О.Б. Іванов "Електричні мережі системи енергопостачання": За редакцією НАН України Г.Г. Півняк - Дніпропетровськ "Національний гірничий університет" 2003 - 316 с.

4. Г.Г. Півняк, Н.С. Волотковська "Електричні системи енергопостачання": за редакцією академіка НАН України Г.Г. Півняк, 2-ге видання, перероб. і доповнене - Дніпропетровськ, "Національний гірничий

університет", 2002 - 219 с.

Размещено на Allbest.ru