Министерство образования и науки Республики Казахстан
Карагандинский политехнический колледж.
РАСЧЁТ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ
110/35/10 кВ
Пояснительная записка
ПКЭК 2103002.005 – 22ПЗ
Руководитель проекта:
Ахметов С.К.
Выполнил учащийся
Группы ЭСП-06з
Туменбаев К.И.
2009
СОДЕРЖАНИЕ
ВВЕДЕНИЕ
1.ВЫБОР ВАРИАНТОВ СХЕМ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ И ТРАНСФОРМАТОРОВ
1.1.Определение электрических нагрузок
1.2.Выбор вариантов схем электроснабжения
1.3.Выбор силовых трансформаторов и автотрансформаторов
1.4.Определение потерь мощности в силовых трансформаторах и автотрансформаторах
2.ВЫБОР СЕЧЕНИЯ ПРОВОДОВ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ И ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПОТЕРЬ ЭНЕРГИИ В НИХ
2.1.Выбор сечения проводов ВЛ
2.2.Определение потерь энергии в ВЛ
3.ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ СРАВНЕНИЕ ВАРИАНТОВ
4.ЭЛЕКТРИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ СЕТИ
4.1.Порядок электрического расчета сети
4.2. Составление схемы замещения и определение параметров сети
4.3 Определение расчетных нагрузок на шинах подстанции.
4.4 Определение расчетных нагрузок на участках ЛЭП
4.5.Определение напряжения на шинах подстанции
В максимальном режиме
В минимальном режиме
Аварийный режим
4.6.Выбор способа регулирования напряжения и определение коэффициента трансформации.
В максимальном режиме
В минимальном режиме
В аварийном режиме
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
Введение
Любую развитую страну мира немыслимо представить себе без мощной электроэнергетики – одной из основных отраслей промышленности, охватывающей производство электроэнергии, её передачу, распределение и потребление.
Электроэнергетическая база Казахстана начала создаваться в 30-х годах ХХ века. По плану ГОЭЛРО должны быть созданы ряд гидроэлектростанций в районе Алматы и Восточном Казахстане.
Строились небольшие электростанции при фабриках, заводах, нефтепромыслах и рудниках. Доля Казахстана в общесоюзном производстве в 1940 г. – 1,3%, а в 1950 г. – менее 3%.
В 50-х годах строились ведомственные электростанции при крупных предприятиях. Так в 1950 г. более 80% электроэнергии вырабатывалось промышленными и районными станциями (из-за финансовых, материальных и трудовых ресурсов).
После 50-х годов проводится работа по централизации энергообеспечения республики. В 1950-60 гг. сданы: Жезказганска ТЭЦ, Усть – Каменогорская ГЭС, агрегат Бухтарминской ГЭС и расширяются мощности дейсвующих электростанций. В 1966-70 гг. закончено сооружение Шардаринской ГЭС, начато строительство Капчагайской ГЭС и Жамбыльской ГРЭС. Построен линии электропередач Алматы – Бишкек – Жамбыл.
В 1971-75 гг. Энергетическая база республики пополнилась Аксуйской ГРЭС и Капчагайской ГЭС. В 1973 г. вступила в строй атомная электростанция в г. Актау мощностью 150 тыс.кВт электроэнергии.
За период 1976-80гг. были введены два энергоблока Экибастузской ГРЭС. Началось строительство Шульбинской ГЭС мощностью 1350 тыс. кВт. В 1981-85 гг. освоена проектная мощность Экибастузской ГРЭС– 1 и ввод в действие энергоблоков на ГРЭС– 2, Шульбинской ГЭС. Ввод последних позволял оросить более 400 тыс. га земель Павлодарской и Восточно-Казахстанской областей, сенокосы и пастбища в пойме р.Иртыш. Намечалось строительство энергоблока сверхвысокого напряжения Экибастуз –Урал – Центр.
Чтобы энергетические системы и сети надежно и экономично работали надо понимать сложные процессы в линиях сверхвысоких, высоких и др. напряжений. Надо уметь правильно эти сети проектировать: выбирать наиболее экономичные и надежные схемы и конфигурации, рациональные напряжения, оптимальные сечения проводов, число и мощность трансформаторов, мощность и место расположения компенсирующих устройств и так далее. Надо знать методы расчетов нормальных и аварийных режимов работы: мощность (или токи) на отдельных участках сети, мощность и напряжения в узлах системы для различных систем; потери мощности, которые иногда достигают 10-15% от всей передаваемой мощности в системе и обходятся государству в миллионы тенге.
1.ВЫБОР ВАРИАНТОВ СХЕМ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ И ТРАНСФОРМАТОРОВ
1.1.Определение электрических нагрузок
В задании на курсовое проектирование даны значения активных нагрузок и коэффициентов мощности для каждого потребителя в максимальном и минимальном режиме при соответствующих напряжениях.
По этим данным следует определить реактивные и полные нагрузки по подстанциям
Расчеты выполняются по следующим соотношениям:
(1.1.)
(1.2.)
Таблица1. Параметры потребителей электрической сети
№ |
Максимальный режим |
Минимальный режим |
U1
110 кВ |
U2
35 кВ
|
U3
10 кВ
|
U1
110 кВ
|
U2
35кВ
|
U3
10 кВ
|
P
|
Q
|
S
|
P
|
Q
|
S
|
P
|
Q
|
S
|
P
|
Q
|
S
|
P
|
Q
|
S
|
P
|
Q
|
S
|
МВт |
МВар |
МВ∙А |
МВт |
МВар |
МВ∙А |
МВт |
МВар |
МВ∙А |
МВт |
МВар |
МВ∙А |
МВт |
МВар |
МВ∙А |
МВт |
МВар |
МВ∙А |
1 |
32 |
15,4 |
35,5 |
- |
- |
- |
20 |
9,6 |
22,2 |
30 |
16,1 |
34 |
- |
- |
- |
10 |
5,3 |
11,3 |
2 |
- |
- |
- |
25 |
12 |
27,7 |
16 |
7,6 |
17,7 |
- |
- |
- |
15 |
8 |
17 |
6 |
3,2 |
6,8 |
3 |
26 |
12,5 |
28,8 |
18 |
8,7 |
20 |
12 |
5,7 |
13,3 |
16 |
8,63 |
18,8 |
8 |
4,31 |
9 |
7 |
3,7 |
7,95 |
4 |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
17 |
8,02 |
18,8 |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
8 |
4,3 |
9 |
1.2.Выбор вариантов схем электроснабжения
При проектировании предварительно намечаются несколько вариантов (5- 6) схем электрической сети.
Затем, в результате рассуждений, простейших прикидок и сравнений (по общей длине линий, по типу трансформаторов, по моменту нагрузок) выбирают две схемы для дальнейшего расчета.
Можно выбрать несколько вариантов схем электрической сети из радиальных, кольцевых и смешанных схем.
Рисунок №1 Варианты схем электрической сети.
L1=1,5 cм =22,5км; L2=2,7см =40,5км; L3=3,2см =48км; L4=3,3см =49,5
L5=1,4см = 21км; L6=1,9см = 28,5км; L7=1,5см = 22,5км
По полученным суммарным данным выбираются 2 и 4 вариант.
1.3.Выбор силовых трансформаторов и автотрансформаторов
Согласно заданию на каждой подстанции имеются потребители I, II категории, нужно установить два взаимно регулируемых трансформаторов. И рассчитывать по формуле:
(1.3)
Рисунок №2 Схемы электрической сети
I-Вариант
Выбираем ТДН 16000/110
Выбираем ТДТН 40000/110
Выбираем ТДТН 25000/110
Выбираем ТД 16000/35
II-Вариант
Выбираем ТДН 16000/110
Выбираем ТДТН 40000/110
Выбираем ТДТН 25000/110
Выбираем ТДН 16000/110
Номинальные мощности трансформаторов, автотрансформаторов и их технические характеристики принимаются по техническим справочникам и сводятся в таблицу
Таблица 2. Технические данные силовых трансформаторов, автотрансформаторов
№ |
Тип |
Ном. мощ.щ МВА |
Ном. напр.
кВ
|
Потери мощн. кВт |
Напр. К.З.% |
Ток х.х. % |
ХХ |
К.З. |
ВН |
СН |
НН |
ВН - СН |
ВН- НН |
СН- НН |
ВН-СН |
ВН- НН |
СН - НН |
1 |
ТДН
16000/110
|
16 |
115 |
- |
11 |
18 |
- |
85 |
- |
- |
10,5 |
- |
0,7 |
2 |
ТДТН
40000/110
|
40 |
115 |
38,5 |
11 |
39 |
- |
200 |
- |
10,5 |
17,5 |
6,5 |
0,6 |
3 |
ТДТН
25000/110
|
25 |
115 |
38,5 |
11 |
28,5 |
- |
140 |
- |
10,5 |
17,5 |
6,5 |
0,7 |
4 |
ТД
16000/35
|
16 |
38,5 |
- |
10,5 |
21 |
- |
90 |
- |
- |
8 |
- |
0,6 |
1.4.Определение потерь мощности в силовых трансформаторах и автотрансформаторах
Потери мощности в двухобмоточных трансформаторах определяются по формуле (1.4)
Где -потери активной мощности в трансформаторе,
-потери реактивной мощности в трансформаторе.
Потери активной и реактивной мощностей в n параллельно работающих трансформаторах определяются по формулам:
(1.5)
Где n – число параллельно работающих трансформаторов;
- потери холостого хода, из таблицы 2
- потери короткого замыкания, из таблицы 2
- нагрузка трансформаторов в максимальном режиме
- номинальная мощность трансформатора, из таблицы 2
(1.6)
Где - ток холостого хода, из таблицы 2
- напряжение короткого замыкания, % из таблицы 2
Потери мощности в 3-обмоточных трансформаторах и автотрансформаторах.
Полные потери определяются по формуле (1.4).
Потери активной мощности определяется по формуле (1.7):
Где ,,- потери активной мощности соответственно в обмотках высшего, среднего и низшего напряжений. Для 3-обмоточных трансформаторов 110/35/10 кВ расчет потерь к.з. ведется по формуле:
===0,5 (1.8)
Потери реактивной мощности определяется по формуле (1.9):
Где ,,- напряжение коротких замыканий соответственно обмоток высшего, среднего и низшего напряжений, определяются из соотношений:
(1.10)
(1.11)
(1.12)
Определение потерь активной энергии в трансформаторах:
В 2-обмоточных трансформаторах
(1.13)
В 3-обмоточных трансформаторах по формуле (1.14)
Данные расчетов сводятся в таблицу №3
I-Вариант
1-подстанция для трансформатора ТДН 16000/110
3-подстанция для трансформатора ТДТН 25000/110
===0,5*140=70
Результаты расчетов остальных подстанции приведены в таблице №3
II–Вариант
4-подстанция Для трансформатора ТДН 16000/110
2-подстанция для трансформатора ТДТН 40000/110
===0,5*200=100
Результаты расчетов остальных подстанции приведены в таблице №3
Таблица №3. Потери мощности и энергии в трансформаторах
Вариант |
№
п/ст
|
Тип |
МВт
|
МВар
|
МВА
|
МВт∙ч
|
1 |
1 |
ТДН 16000/110 |
0,36 |
1,8 |
18,35 |
601695,8 |
2 |
ТДТН 40000/110 |
0,28 |
6,28 |
6,28 |
1411834 |
3 |
ТДТН 25000/110 |
0,151 |
2,96 |
2,96 |
858021 |
4 |
ТД 16000/35 |
0,29 |
1,07 |
1,409 |
3915976 |
2 |
1 |
ТДН 16000/110 |
0,36 |
1,8 |
1,83 |
601695,8 |
2 |
ТДТН 40000/110 |
0,76 |
3,5 |
3,5 |
1026875 |
3 |
ТДТН 25000/110 |
0,151 |
2,96 |
2,96 |
858021 |
4 |
ТДН 16000/110 |
0,27 |
1,38 |
1,4 |
538306 |
2.ВЫБОР СЕЧЕНИЯ ПРОВОДОВ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ И ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПОТЕРЬ ЭНЕРГИИ В НИХ
2.1.Выбор сечения проводов ВЛ
Сечения проводов в районных электрических сетях выбираются методом экономической плотности тока:
(2.1)
Для одноцепных линий: - определяется по формуле:
(2.2)
Для двухцепной линий:
(2.3)
Где n – число параллельно работающих линий.
j – суммарная нагрузка на линии с учетом потерь в трансформаторах в максимальном режиме, МВА
Выбранное сечение проверяют на нагрев в случае аварийного обрыва проводов. Условие проверки:
Для разомкнутой сети аварийным принимается режим обрыва одной цепи.
(2.4)
где - максимальный ток при аварийном режиме, А;
- допустимый ток провода, А.
Для кольцевой сети рассматривают два случая аварии; обрыв ВЛ на головных участках поочередно и соответственно определяют:
(2.5)
где - нагрузка головного участка сети при обрыве ВЛ.
Выбранные сечения ВЛ должны обладать устойчивостью к возникновению коронного разряда. Поэтому, согласно ПУЭ, минимально допустимые сечения на U=110kB – AC-70, U=220kB – AC-240;
Для выбранных сечений ВЛ заполняется таблица №4
I – Вариант
Так как получается нереальные провода в дальнейшем будем решать по варианту № 6.
Выбираем АС 185/24
Выбираем АС 150/19
Рисунок №3
Выбираем АС 185/24
Выбираем АС 95/16
Выбираем АС 240/39
II – Вариант
Рисунок №4
Выбираем 2×АС 185/24
Выбираем АС 95/16
Выбираем АС 240/32
Рисунок №5
Выбираем АС 185/24
Выбираем АС 95/16
Выбираем АС 240/39
Выбранные сечения проверяются на нагрев.
I – Вариант
Рисунок №6
Выбираем АС 185/24
Выбираем вместо АС 95/16 провода АС 120/19
II – Вариант
Рисунок №7
Выбираем вместо АС 70/11 провода АС 95/16
Таблица 4 Параметр воздушных линий
№ варианта |
Участок
ВЛ
|
Длина
км
|
U,кВ |
Марка провода |
ro
Ом/км
|
R, Ом |
I |
0-1 |
22,5 |
110 |
АС 185/24 |
0,154 |
1,73 |
0-2 |
40,5 |
110 |
АС 150/19 |
0,195 |
3,94 |
0-4 |
49,5 |
110 |
АС 185/24 |
0,154 |
7,63 |
4-3 |
22,5 |
110 |
АС 120/19 |
0,245 |
5,51 |
3-0 |
48 |
110 |
АС 240/39 |
0,122 |
5,85 |
II |
0-1 |
22,5 |
110 |
АС 185/24 |
0,164 |
3,69 |
1-2 |
21 |
110 |
АС 95/16 |
0,245 |
5,14 |
2-0 |
40,5 |
110 |
АС 240/32 |
0,118 |
4,77 |
0-4 |
49,5 |
110 |
АС 185/24 |
0,154 |
7,63 |
4-3 |
22,5 |
110 |
АС 120/19 |
0,245 |
5,51 |
3-0 |
48 |
110 |
АС 240/39 |
0,122 |
5,85 |
2.2.Определение потерь энергии в ВЛ
Потери активной энергии в ВЛ определяется по формуле:
(2.6)
где - потери активной мощности в ВЛ;
(2.7)
где R – активное сопротивление линии, см. таблица 4;
- время максимальных потерь, часов. Определяется по типовому графику в зависимости от Tmax
bcosφ.
I – Вариант
II – Вариант
3.ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ СРАВНЕНИЕ ВАРИАНТОВ
Для определения наиболее выгодного варианта электрической сети применили метод приведенных затрат. Приведенные затраты З определяются из соотношения:
(3.1)
где рн
– нормативный коэффициент эффективности, равный 0,12
К – капиталовложения определяются по укрупненным показателям стоимости электрооборудования и сооружения воздушных линий.
Суммарные капиталовложения по электрической сети определяются:
(3.2)
где - капиталовложения на сооружение подстанций, тыс. тг.
- капиталовложения на сооружение воздушных линий, тыс. тг.
Годовые эксплуатационные расходы определяются по формуле:
(3.3)
где - ежегодные отчисления на амортизацию электрооборудования, тыс.тг.
Состоят из амортизационных отчислений подстанций и линий электропередач:
(3.4)
(3.5)
(3.6)
где и - нормы ежегодных отчислений на амортизацию, %.
- ежегодные отчисления на ремонт и обслуживание, тыс.тг.
Определяются по формуле (3.7):
где и - нормы ежегодных отчислений на ремонт и обслуживание ЛЭП, %.
- стоимость годовых потерь электроэнергии, тыс.тг. Определяются по формуле
(3.8)
где - стоимость 1-го кВт∙ч, потерь электроэнергии, тг/кВт∙ч
, - годовые потери в линиях электропередач кВт∙ч.
Более экономичным считается вариант с наименьшими приведенными затратами. При разнице приведенных затрат в пределах 5%, варианты считаются экономически равноценными, поэтому следует выбрать вариант более надежный, удобный для эксплуатации в различных режимах работы, перспективный для дальнейшего развития и т.д.
Технико-экономический расчет сводится в таблицы №5, 6, 7.
Таблица 5 Капитальные затраты на сооружение подстанций
Тип
оборудования
|
Стоимость
тыс.тг.
|
Варианты |
I-вариант |
II-вариант |
Колич.
шт.
|
Общая
стоимоть
тыс.тг.
|
Колич.
шт.
|
Общая
стоимоть
тыс.тг.
|
ТДН 16000/110 |
7200 |
4 |
28800 |
4 |
28800 |
ТДТН 40000/110 |
14160 |
2 |
28320 |
2 |
28320 |
ТДТН 25000/110 |
10845 |
2 |
21690 |
2 |
21690 |
ОРУ 110 кВ более
менее
|
3450
4500
|
16
6
|
55200
27000
|
16
6
|
55200
27000
|
ОРУ 35 кВ более
менее
|
1050
900
|
15 |
15750 |
15 |
15750 |
КРУ 10 кВ |
285 |
12 |
3420 |
12 |
3420 |
Постоянная часть затрат |
43500
31500
37500
48000
|
1
1
1
1
|
43500
31500
37500
48000
|
1
1
1
1
|
43500
31500
37500
48000
|
Итого |
340680 |
340680 |
Таблица 6 Капитальные затраты на сооружение линий электропередач
№ |
Участок
цепи
|
Напр.
кВ
|
Кол.
цепей
|
Марка |
Тип
опор
|
Длина
км.
|
Район
по гол.
|
Стоим.
1км.
тыс.тг
|
Общ.
стоим.
тыс.тг.
|
I |
0-1 |
110 |
2 |
АС-185/24 |
стальные |
22,5 |
I |
4170 |
93825 |
0-2 |
110 |
2 |
АС-150/19 |
40,5 |
3855 |
156127 |
0-4 |
110 |
1 |
АС-185/24 |
49,5 |
2610 |
129195 |
4-3 |
110 |
1 |
АС-120/19 |
22,5 |
2340 |
52650 |
3-0 |
110 |
1 |
АС-240/39 |
48 |
2805 |
134640 |
II |
0-1 |
110 |
1 |
АС-185/24 |
стальные |
22,5 |
I |
2610 |
58725 |
1-2 |
110 |
1 |
АС-96/16 |
21 |
2220 |
46620 |
2-0 |
110 |
1 |
АС-240/32 |
40,5 |
2805 |
113602 |
0-4 |
110 |
1 |
АС-185/24 |
49,5 |
2610 |
129195 |
4-3 |
110 |
1 |
АС-120/19 |
22,5 |
2340 |
52650 |
3-0 |
110 |
1 |
АС-240/39 |
48 |
2805 |
134640 |
I |
Итого 566245 |
II |
Итого 535425 |
Таблица 7 Технико-экономические показатели вариантов электрической сети
№ |
Капитальные
затраты
|
Отчисл. на амортизац.
тыс.тг.
|
Отчисл. на
ремонт и обсл. тыс.тг
|
Стоимость потерь эл.эн
тыс.тг
|
Годовые
экспл.
Издержки
тыс.тг
|
Расчетные затраты
тыс.тг
|
I |
906925
|
33349,3 |
12485,3 |
20204,6 |
66039,2 |
174870,2 |
II |
876105
|
32609,64 |
12362,1 |
17826,75 |
62798,4 |
167931 |
I – вариант
II – вариант
Выбираем вариант путем их сравнения. Второй вариант экономичнее первого варианта на 4% и надежнее, поэтому дальнейший расчет производится по второму варианту.
4.ЭЛЕКТРИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ СЕТИ
Цель электрического расчета – определение активных, реактивных мощностей, напряжений на всех участках сети с учетом потерь и выбор РПН на всех подстанциях в нормальном и в аварийном режиме.
Нормальным режимом называют, когда в работе находятся все элементы сети-линии и трансформатора.
Расчет нормального режима производится при максимальных и минимальных нагрузках согласно заданию на курсовое проектирование.
За аварийный принимается режим работы электрической сети с максимальной нагрузкой при наиболее тяжелом виде аварии. Как правило, при отключении наиболее нагруженной воздушной линии.
4.1.Порядок электрического расчета сети
Для расчета электрической сети составляют схему замещения электрической сети с учетом трансформаторов и воздушных линий.
Определяют мощности и напряжения в каждой точке сети в максимальном, минимальном и аварийном режимах. Данные расчета необходимо показать на схеме замыкания.
4.2. Составление схемы замещения и определение параметров сети
- активное сопротивление трансформатора, определяется по формуле:
(4.1)
- номинальное напряжение трансформатора со стороны питания, кВт.
- номинальная полная мощность трансформатора, Ом.
Определяется из соответствия:
(4.2)
Для трехобмоточных трансформаторов определяются сопротивления для каждой обмотки по анологичным формулам.
4.3 Определение расчетных нагрузок на шинах подстанции.
Нагрузка на шинах низшего напряжения ,
высшего напряжения .
Мощность, поступающая в обмотку трансформатора:
(4.3)
где и потери мощности в обмотках трансформатора
(4.4)
(4.5)
Мощность поступающая в трансформатор
где - потери активной мощности в стали трансформатора,
(4.6)
- потери реактивной мощности в стали трансформатора.
Мощность приведенная к линиям ВН п/ст.
(4.7)
В случае отсутствия потребителя на шинах высшего напряжения
(4.8)
Расчетная мощность подстанции
(4.9)
где , - зарядная мощность лини, проходящая к подстанции.
(4.10)
В связи с установкой на п/ст трехобмоточного трансформатора определяются потери мощностей в трех обмотках трансформаторов:
Мощность поступающая в обмотку НН трансформатора:
(4.11)
Мощность поступающая в обмотку СН трансформатора:
(4.12)
Мощность поступающая в обмотку ВН трансформатора:
(4.13)
4.4 Определение расчетных нагрузок на участках ЛЭП
- расчетная нагрузка подстанции мощность конца звена
Мощность начала звена ЛЭП
(4.14)
где - потери мощности в ЛЭП
(4.15)
(4.16)
Весь расчет потерь мощности сводим в таблицу №8 и в таблицу №9
Таблица №8
Баланс мощностей при максимальной, минимальной и аварийной нагрузке.
Мощности и потери мощностей, МВ*А |
Кольцо 1 - 2 |
Кольцо 3 - 4 |
I
подстанция
|
II
подстанция
|
III подстанция |
IV подстанция |
Мощность
потребителей
с шин 10 кВ
|
Макс. |
20
+
j9,6
|
16 + j7,6
|
12 + j5,7
|
17 + 8,02
|
Мин. |
10 + j5,3
|
6 + j3,2
|
7 + j3,7
|
8 + j4,3
|
Авар. |
20
+
j9,6
|
16 + j7,6
|
12 + j5,7
|
17 + 8,02
|
Потери
мощности в
обмотке 10кВ
|
Макс. |
0,009+j0,26
|
0,009+j0,23
|
Мин. |
0,0014+j0,038
|
0,003+j0,085
|
Авар. |
0,009+j0,26
|
0,009+j0,23
|
Потери мощн. в обмотках трансформатора |
Макс. |
0,081+j1,61
|
0,058+j1,15
|
Мин. |
0,02+j0,41
|
0,0136+j0,27
|
Авар. |
0,081+j1,61
|
0,058+j115,
|
Мощность
начала звена
обмотки 10 кВ
|
Макс. |
16,009+
j
7,86
|
12,009+
j
6
|
Мин. |
6,0014+j3,2
|
7+j3,85
|
Авар. |
16,009+
j7,86
|
12,009+j6
|
Мощность
потребителей
с шин 35 кВ
|
Макс. |
25 + j12
|
18 + j8,7
|
Мин. |
15 + j8
|
8 + j4,31
|
Авар. |
25 + j12
|
18 + j8,7
|
Потери
мощности в
обмотке 35кВ
|
Макс. |
0,023+j0
|
0,02+j0
|
Мин. |
0,009+j0
|
0,0046+j0
|
Авар. |
0,023+j0
|
0,002+j0
|
Мощность
начала звена
обмотки 35 кВ
|
Макс. |
25,023+j12,09
|
18,02+j8,71
|
Мин. |
15,009+j8,09
|
8,004+j4,31
|
Авар. |
25,023+j12,09
|
18,02+j8,71
|
Мощность конца
обмотки 110 кВ
|
Макс. |
41,03+j19,95
|
30,02+j14,7
|
Мин. |
25,02+j13,8
|
15+j8,165
|
Авар. |
41,03+j19,95
|
30,02+j14,7
|
Потери в
обмотке 110 кВ трансформатор
|
Макс. |
0,065+j2,79
|
0,062+j2,402
|
Мин. |
0,025+j1,09
|
0,016+j0,625
|
Авар. |
0,065+j2,79
|
0,062+j2,402
|
Мощность
начала звена
обмотки 110 кВ
|
Макс. |
41,09+j22,7
|
30,08+j17,11
|
Мин. |
25,05+j14,89
|
15,02+j9,14
|
Авар. |
41,09+j22,7
|
30,08+j17,11
|
Потери мощн.
в проводим.
трансф.
|
Макс. |
0,036+j0,224
|
0,08+j0,48
|
0,057+0,35
|
0,036+j0,224
|
Мин. |
0,036+j0,224
|
0,08+j0,48
|
0,057+0,35
|
0,036+j0,224
|
Авар. |
0,036+j0,224
|
0,08+j0,48
|
0,057+0,35
|
0,036+j0,224
|
Мощность поступающая в трансформатор |
Макс. |
20,11+j11,4
|
40,03+j23,23
|
30,13+j17,46
|
17,094+9,37
|
Мин. |
10,38+j5,934
|
25,134+j15,37
|
15,07+j9,14
|
8,04+j4,8
|
Авар. |
20,11+j11,4
|
40,03+j23,23
|
30,13+j17,46
|
17,094+9,37
|
Половина
емкостной
мощности линии
|
0 – 1 |
0,41
|
0 – 4 |
0,916
|
1 – 2 |
0,365
|
4 – 3 |
0,401
|
2 - 1 |
0,76
|
3 – 0 |
0,904
|
Мощн. на шинах 110кВ с емкостн. мощн. линии |
Макс. |
52,11+j26,09
|
42,03+j22,09
|
56,1+j28,74
|
17,09+j8,05
|
Мин. |
40,38+j21,34
|
25,1+j14,24
|
31,07+j16,4
|
8,04+j3,48
|
Авар. |
52,11+j26,09
|
42,03+j22,09
|
56,1+j28,74
|
17,09+j8,05
|
Таблицы №9 Баланс мощностей при максимальной, минимальной и аварийной нагрузке на линиях подстанции
Мощности и потери мощностей |
Максимальный
режим
|
Минимальный
Режим
|
Аварийный режим |
Мощностьначала линии
0 – 1
|
59,62+
j32,61
|
42,3+j23,6
|
Мощностьначалазвена
0 – 1
|
59
,62+j32,61
|
42,3+j24
|
Мощностьконца звена
0 –1
|
58,43+j29,73
|
41,68+j22,49
|
Мощностьначалазвена
1 – 2
|
6,32+j3,64
|
1,301+j1,15
|
52,11+j26,5
|
Мощностьконца звена
1 – 2
|
6,3+j3,61
|
1,3+j1,15
|
53,43+j28,78
|
Мощностьконца звена
2 – 0
|
35,73+j18,48
|
23,83+j13,09
|
95,46+j50,88
|
Мощностьначалазвена
2 – 0
|
36,31+j20,44
|
24,09+j13,97
|
99,68+j65,06
|
Мощностьначала линии
2 – 0
|
36,31+j19,68
|
24,09+j13,21
|
99,68+j64,3
|
Мощностьначала линии
0 – 4
|
33,37+j17,47
|
17,4+j8,33
|
Мощностьначалазвена
0 – 4
|
33,37+j18,39
|
17,4+j9,25
|
Мощностьконца звена
0 –4
|
32,6+j16,43
|
17,19+j8,7
|
Мощностьначалазвена
4 – 3
|
15,5+j8,38
|
9,14+j5,21
|
Мощностьконца звена
4 – 3
|
15,4+j8,17
|
9,1+j5,14
|
Мощностьконца звена
3 – 0
|
40,73+j20,57
|
21,97+j11,31
|
Мощностьначалазвена
3 – 0
|
41,65+j23,4
|
22,21+j12,19
|
Мощностьначала линии
3 – 0
|
41,65+j22,5
|
22,21+j11,286
|
4.3.Определение напряжения на шинах подстанции
Напряжение на шинах ВН п/ст определяется по формуле:
(4.1)
где R и X – сопротивления участка ВЛ.
Для электрических сетей напряжением 110 кВ поперечная составляющая падения напряжения принимает незначительное значение, поэтому данной величиной можно пренебречь.
Определения напряжения на шинах НН и СН подстанции производится по аналогичным формулам, но учитываются потери напряжения в сопротивлениях трансформаторов.
В итоге получаем расчетные напряжения на шинах высокого напряжения подстанций, максимальном, минимальном и аварийном режимах.
В максимальном режиме
Кольцо 3 – 4
Кольцо 1 – 2
В минимальном режиме
Кольцо 3 – 4
Кольцо 1 – 2
Аварийный режим
4.4.Выбор способа регулирования напряжения и определение коэффициента трансформации.
Согласно нормам технологического проектирования на подстанциях устанавливают трансформаторы со встроенными системами регулирования напряжения РПН (регулирование под нагрузкой).
Для трехобмоточных трансформаторов в первую очередь выбирается положение РПН исходя и расчетного желаемого напряжения на шинах низшего напряжения подстанции. Затем выбирается одно общее для всех режимов ответвление обмотки высшего напряжения.
Трансформаторам с РПН выбор ответвления производится в следующем порядке:
Определяется расчетное напряжение на шинах НН и СН
(4.2)
где - расчетное напряжение на шинах НН и СН приведенное к стороне ВН трансформатора;
- коэффициент трансформации;
Принимаем число витков обмотки ВН при работе ее на основное ответвление за 100%. Тогда необходимое относительное снижение числа витков обмотки ВН для получения желательного напряжения на шинах определяется:
(4.3)
Из справочника определяется диапазон регулирования данного трансформатора
где n
– число ответвлений;
- относительное число витков одной ступени регулирования, %.
Выбирается рабочее ответвление обмотки ВН
(4.4)
полученное число округляется до ближайшего целого.
Определяется фактическое напряжение на шинах НН, кВ
(4.5)
В максимальном режиме
Диапазон регулирования
В минимальном режиме
Диапазон регулирования
В аварийном режиме
Список использованной литературы
1. М: Рожкова Л.Д., Козулин В.С. Электрооборудование станций и подстанций: Учебник для техникумов. -3-е издание, перераб. И доп.-М: Энергоатомиздат, 1987-648 с. ил.
2. Л2: В.А Боровиков, В.К. Косарев, Г.А. Ходот Электрические сети и система. Учебник пособие для техникумов. М., «Энергия». 1968
3. Л.З. Пособие к курсовому и дипломному проектированию для электроэнергетических специальностей вузов: Учебник пособие для студентов электроэнергетических спец. вузов, 2-е издание, перераб. и доп. /В.М. Блок, Г.К. Обушев, Л.Б. Паперко и др.: Под редакцией В.М. Блок – М.: Высшая школа, 1990-383с.
|