Дипломная работа на тему Проектирования электрической сети

Аннотация

В данном курсовом проекте рассмотрены вопросы проектирования электрической сети. Проведен анализ различных вариантов развития сети.

Для выбранных вариантов проведен выбор номинального напряжения сети; определены сечения линий электропередача, также проведен выбор трансформаторов на понижающих подстанциях и определены схемы подстанций.

Проведено экономическое сопоставление вариантов.

Рассчитаны установившиеся режимы сети для двух наиболее экономичных вариантов развития сети.

Содержание

Введение

1. Задание на курсовой проект

2. Разработка схем развития сети

3. Расчёт потокораспределения в сети

4. Выбор номинального напряжения сети

5. Расчет токораспределения в сети

6. Выбор сечений линий электропередачи

7. Выбор трансформаторов на понижающих подстанциях

8. Выбор схем подстанций

9. Экономическое сопоставление вариантов развития сети

10. Расчет установившихся режимов сети

11. Расчет аварийного режима

Заключение

Список литературы

Введение

напряжение сеть подстанция электропередача

Развитие энергетики России, усиление связей между энергосистемами требует расширения строительства электроэнергетических объектов, в том числе линий электропередач и подстанций напряжением 35-110кВ переменного тока.

В настоящее время ЕЭС России включают в себя семь параллельно работающих объединений энергосистем: Центра, Средней Волги, Урала, Северо-запада, Востока, Юга и Сибири.

Производство электроэнергии растет во всем мире, что сопровождается ростом числа электроэнергетических систем, которое идет по пути централизации выработки электроэнергии на крупных электростанциях и интенсивного строительства линий электропередач и подстанций.

Проектирование электрической сети, включая разработку конфигурации сети и схемы подстанции, является одной из основных задач развития энергетических систем, обеспечивающих надёжное и качественное электроснабжение потребителей. Качественное проектирование является основой надёжного и экономичного функционирования электроэнергетической системы.

Задача проектирования электрической сети относится к классу оптимизационных задач, однако не может быть строго решена оптимизационными методами в связи с большой сложностью задачи, обусловленной многокритериальностью, многопараметричностью и динамическим характером задачи, дискретностью и частичной неопределенностью исходных параметров.

В этих условиях проектирование электрической сети сводится к разработке конечного числа рациональных вариантов развития электрической сети, обеспечивающих надёжное и качественное электроснабжение потребителей электроэнергией в нормальных и послеаварийных режимах. Выбор наиболее рационального варианта производится по экономическому критерию. При этом все варианты предварительно доводятся до одного уровня качества и надёжности электроснабжения. Экологический, социальный и другие критерии при проектировании сети учитываются в виде ограничений.

1. ЗААНИЕ НА КУРСОВОЙ ПРОЕКТ

Данные к курсовому проекту:

– для всех нагрузок;

потребители узла с наименьшей нагрузкой III категории надежности, состав потребителей по надежности одинаков (I категории – 30%; II категории – 30 %; III категории – 40 %);

номинальное напряжение потребителей 10 кВ;

нагрузок 4500 часов;

район проектирования – Урал;

– масштаб: 1 см – 10 км.

Рисунок 1.1 Исходная схема развития сети

Целью выполнения данного проекта является выбор наилучшей в технико-экономическом смысле схемы развития районной электрической сети при соблюдении заданных требований к надежности схемы и к качеству электроэнергии, отпускаемой потребителям.

2. РАЗРАБОТКА СХЕМ РАЗВИТИЯ СЕТИ

Схемы электрических сетей должны обеспечить необходимую надежность электроснабжения, требуемое качество энергии у потребителей, удобство и безопасность эксплуатации, возможность дальнейшего развития сети и подключения новых потребителей.

В соответствии с ПУЭ нагрузки I категории должны обеспечиваться электроэнергией от двух независимых источников питания (допускается от двух секций шин районных подстанций).

В большинстве случаев двухцепная ЛЭП не удовлетворяет требованиям надежности электроснабжения потребителей I и II категорий, так как при повреждении опор возможен перерыв питания. Для таких потребителей следует предусматривать не менее двух одноцепных линий. Для электроприемников Ш категории допустимо питание по одной линии при технико-экономическом обосновании такого варианта, то есть при учете ущерба от недоотпуска электроэнергии при перерыве питания.

Рис.2.1 Варианты развития сети

3. РАСЧЕТ ПОТОКОРАСПРЕДЕЛЕНИЯ В СЕТИ

В сетях с односторонним питанием потокораспределение рассчитывается следующим образом. Последовательно, начиная от самых отдаленных потребителей, складываем мощности узлов, встречающихся при приближении к источнику. Таким образом, получаем перетоки мощности на всех радиальных участках сети.

В случае сети замкнутого типа, перетоки необходимо рассчитывать, используя правило «моментов», представив сеть замкнутого типа в виде сети с двухсторонним питанием. При этом мощность каждого источника такой сети определяется по формуле:

, (3.1)

, (3.2)

Где – соответственно, определяемые активная и реактивная мощности источников;

– активная и реактивная составляющие в узлах потребителей;

– расстояние противоположенного источника до данного потребителя;

– общее расстояние между источниками.

Вариант 1 развития сети

;

;

;

;

;

Вариант 2 развития сети

;

;

;

;

;

Вариант 3 развития сети

Вариант 4 развития сети

;

;

;

;

;

Вариант 5 развития сети

4. ВЫБОР НОМИНАЛЬНОГО НАПРЯЖЕНИЯ СЕТИ

Расчет ведем по формуле Г.А.Илларионова, применяемой при напряжениях от 35 до 1150 кВ

(4.1)

где – передаваемая по линии мощность, МВт;

– длина линии, км;

– количество параллельных цепей на участке.

Вариант 1 развития сети

Вычисления напряжений в других узлах сети производятся аналогично, по формуле (4.1); результаты сведены в таблицы 4.1 – 4.5.

Таблица 4.1

1 вариант

№ участка

1-4

1-2

2-10

10-8

8-11

Ucp

Uн, кВт

73,19251

154,9193

146,1367

123,6033

74,33919

114,4382

L, км

25

30

45

25

35

 

P, МВт

15

100

70

55

15

 

Таблица 4.2

2 вариант

№ участка

1-4

4-8

8-11

1-2

2-10

Ucp

Uн, кВт

133,9728

131,3579

74,33919

117,6697

75

106,4679

L, км

25

40

35

30

45

 

P, МВт

70

55

15

45

15

 

Таблица 4.3

3 вариант

№ участка

1-2

2-4

4-8

8-11

11-10

2-10

Ucp

Uн, кВт

154,7848

120,1937

106,6799

52,99829

89,19549

113,3115

106,1939

L, км

25

30

45

25

35

45

 

P, МВт

115

47,57

32,57

7,44

22,44

37,44

 

Таблица 4.4

4 вариант

№ участка

1-2

2-4

4-8

10-8

10-11

Ucp

Uн, кВт

161,3621

147,3164

144,0165

98,37388

74,33919

125,0816

L, км

30

30

40

25

35

 

P, МВт

115

85

70

30

15

 

Таблица 4.5

5 вариант

№ участка

1-2

2-4

4-8

8-10

10-2

10-11

Ucp

Uн, кВт

161,3621

113,9536

96,63325

69,99784

120,8448

74,33919

106,1885

L, км

30

30

40

25

45

35

 

P, МВт

115

41,43

26,43

13,58

43,58

15

 

Выбираем номинальное напряжение сети 110 кВ.

5.РАСЧЕТ ТОКОРАСПРЕДЕЛЕНИЯ В СЕТИ

Нагрузочные токи сети определяются по соотношению

, (5.1)

где – передаваемая по участку мощность.

Токи нагрузок узлов:

кА; кА;

кА; кА;

кА.

Токи на участках сети.

Вариант 1 развития сети

кА;

кА;

кА;

кА;

кА;

Вариант 2 развития сети

кА;

кА;

кА;

кА;

кА;

Вариант 3 развития сети

кА;

кА;

кА;

кА;

кА;

кА;

Вариант 4 развития сети

кА;

кА;

кА;

кА;

кА;

Вариант 5 развития сети

кА;

кА;

кА;

кА;

кА;

6. ВЫБОР СЕЧЕНИЙ ЛИНИЙ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ

Выбор сечений проводов воздушных линий электропередачи выполним по экономическим интервалам. Экономические интервалы сечений приведены в [1, табл. 1.12].

Вариант 3 развития сети

Для выбора воспользуемся экономическими интервалами токов для ОЭС Казахстана и Средней Азии. Учитывая что проектирование ведется на Урале (район по гололеду ЙЙ) выбраны стальные опоры для линии 110кВ.

Участок 1-6: А

Выбираем 2 провода марки АС сечением АС-150;

Участок 6-7: А

Выбираем провод АС-150;

Участок 5-7: А

Выбираем провод АС-70;

Участок 2-5: А

Выбираем провод АС-240;

Участок 6-10:

Выбираем провод АС-70.

Проверка сечений по аварийным режимам:

а) Отключение линии 1-2

Участок 1-6 А;

Так как линия двухцепная, то

Провод АС-150 по условию проходит.

Участок 6-7

Провод АС-150 не проходит, выбираем АС-240

Участок 5-7

Провод АС-70 по условию не проходит, выбираем АС-150

;

Участок 2-5

Провод АС-240 проходит.

б) Отключение линии 1-6

Участок 1-2 А

Так как линия двухцепная, то

Провод АС-240 проходит Участок 2-5

Принимаем провод 2хАС-95,

Участок 5-7

Участок 6-7

Участок 6-10 (обрыв 1 цепи)

Для остальных участков выбор и проверку сечений проделываем аналогично. Полученные результаты сводим в таблицы 6.1 – 6.5.

Таблица 6.1 Выбор сечения проводов (вариант 1)

Линия

Вид

Ток участка, А

Сечение

Число цепей

Вид аварии

, А

1-6

проект

379

АС-150

2

обрыв 1 цепи

379

450

6-7

проект

146

АС-95

2

обрыв 1 цепи

146

330

6-10(а)

проект

58

АС-70

2

обрыв 1 цепи

58

265

6-10(б)

проект

58

АС-70

1

1-2

сущ.

408

АС-240

2

обрыв 1 цепи

408

610

2-5

проект

233

АС-95

2

обрыв 1 цепи

233

330

Таблица 6.2 Выбор сечения проводов (вариант 2)

Линия

Вид

Ток участка, А

Сечение

Число цепей

Вид аварии

, А

1-6

проект

233

АС-95

2

обрыв 1 цепи

233

330

6-10(а)

проект

58

АС-70

2

обрыв 1 цепи

58

265

6-10(б)

проект

58

АС-70

1

1-2

сущ.

554

АС-240

2

обрыв 1 цепи

554

610

2-5

проект

379

АС-150

2

обрыв 1 цепи

379

450

5-7

проект

146

АС-95

2

обрыв 1 цепи

146

330

Таблица 6.4 Выбор сечения проводов (вариант 4)

Линия

Вид

Ток участка, А

Сечение

Число цепей

Вид аварии

, А

1-2

сущ.

443

АС-240

2

обрыв 1-5

787

610

2-6

проект

268

АС-95

2

обрыв 1-5

612

330

6-7

проект

35

АС-150

1

обрыв 1-2

408

450

5-7

проект

111

АС-240

1

обрыв 1-2

554

610

1-5

проект

344

АС-150

2

обрыв 1-2

787

450

6-10(а)

проект

58

АС-70

2

обрыв 1 цепи

58

265

6-10(б)

проект

58

АС-70

1

Таблица 6.5 Выбор сечения проводов (вариант 5)

Линия

Вид

Ток участка, А

Сечение

Число цепей

Вид аварии

, А

1-2

сущ.

408

АС-240

2

обрыв 1 цепи

408

610

2-6

проект

233

АС-95

2

обрыв 1 цепи

233

330

6-10(а)

проект

58

АС-70

2

обрыв 1 цепи

58

265

6-10(б)

проект

58

АС-70

1

1-5

проект

369

АС-150

2

обрыв 1 цепи

369

450

5-7

проект

146

АС-95

2

обрыв 1 цепи

146

330

7.ВЫБОР РАНСФОРМАТОРОВ НА ПОНИЖАЮЩИХ ПОДСТАНЦИЯХ

Выбор количества трансформаторов зависит от требований к надежности электроснабжения потребителей и является технико-экономической задачей.

В практике проектирования на подстанциях всех категорий предусматривается, как правило, установка двух трансформаторов. Установка одного трансформатора рекомендуется только в случае питания потребителей III категории при наличии в сетевом районе передвижной резервной подстанции, обеспечивающей замену трансформатора в течение суток.

Мощность трансформаторов может быть определена ориентировочно по выражению

, (7.1)

где – наибольшая нагрузка подстанции, – коэффициент допустимой перегрузки, n – число трансформаторов на подстанции.

Типы и мощности понижающих трансформаторов на подстанциях во всех вариантах одинаковы, так как не зависят от схемы сети 110 кВ [1]. Выбор трансформаторов показан в таблице 7.1.

Таблица 7.1

№ узла

Мощность нагрузки

S/1,4,

Тип и число трансформаторов

Р, МВт

S, МВт

МВ?А

2

30

33,33

23,81

2ТРДН-25000/110

5

40

44,44

31,75

2ТРДН-40000/110

6

30

33,33

23,81

2ТРДН-25000/110

7

25

27,78

19,84

2ТРДН-25000/110

10а

10

11,11

7,94

2ТДН-10000/110

10б

10

11,11

ТДН-16000/110

8. ВЫБОР СХЕМ ПОДСТАНЦИЙ

Выбор схем электрических соединений распределительных устройств подстанций выполняется только на стороне высшего напряжения, так как схемы на стороне низшего напряжения подстанций не зависят от варианта развития электрической сети.

Наиболее дорогостоящим оборудованием распределительных устройств являются высоковольтные выключатели, и поэтому выбор схем распределительных устройств выполняется только с целью определения числа их ячеек.

В табл. 8.1-8.5 показано определение ячеек выключателей 110 кВ для вариантов электрической сети рассматриваемого примера.

Таблица 8.1

№ узла

Число присоединений

Схема распределительного устройства 110 кВ

Число ячеек

выключателей 110 кВ

линий

трансформаторов

1

4

2

Две рабочие и обходная системы шин

8

2

4

2

Одна секционированная система шин с обходной

8

5

2

2

Два блока с неавтоматической перемычкой

2

6

2

Одна секционированная система шин с обходной

10

5

2

Одна секционированная система шин с обходной

9

7

2

2

Два блока с неавтоматической перемычкой

2

10а

2

2

Два блока с неавтоматической перемычкой

2

10б

1

1

Блочная

1

ИТОГО: 32 (вариант 1) 30 (вариант 1)

Таблица 8.2

№ узла

Число присоединений

Схема распределительного устройства 110 кВ

Число ячеек

выключателей 110 кВ

линий

трансформаторов

1

4

2

Две рабочие и обходная системы шин

8

2

4

2

Одна секционированная система шин с обходной

8

5

4

2

Одна секционированная система шин с обходной

8

4

2

Одна секционированная система шин с обходной

8

3

2

Одна секционированная система шин с обходной

7

7

2

2

Два блока с неавтоматической перемычкой

2

10а

2

2

Два блока с неавтоматической перемычкой

2

10б

1

1

Блочная

1

ИТОГО: 36 (вариант 2а) 34 (вариант 2б)

Таблица 8.3

№ узла

Число присоединений

Схема распределительного устройства 110 кВ

Число ячеек

выключателей 110 кВ

линий

трансформаторов

1

4

2

Две рабочие и обходная системы шин

8

2

4

2

Одна секционированная система шин с обходной

8

5

3

2

Одна секционированная система шин с обходной

7

5

2

Одна секционированная система шин с обходной

9

4

2

Одна секционированная система шин с обходной

8

7

2

2

Мостик с неавтоматической перемычкой

3

10а

2

2

Два блока с неавтоматической перемычкой

2

10б

1

1

Блочная

1

ИТОГО: 37 (вариант 3а) 35(вариант 3б)

Таблица 8.4

№ узла

Число присоединений

Схема распределительного устройства 110 кВ

Число ячеек

выключателей 110 кВ

линий

трансформаторов

1

4

2

Две рабочие и обходная системы шин

8

2

4

2

Одна секционированная система шин с обходной

8

5

3

2

Одна секционированная система шин с обходной

7

5

2

Одна секционированная система шин с обходной

9

4

2

Одна секционированная система шин с обходной

8

7

2

2

Мостик с неавтоматической перемычкой

3

10а

2

2

Два блока с неавтоматической перемычкой

2

10б

1

1

Блочная

1

ИТОГО: 37 (вариант 4а) 35(вариант 4б)

Таблица 8.5

№ узла

Число присоединений

Схема распределительного устройства 110 кВ

Число ячеек

выключателей 110 кВ

линий

трансформаторов

1

4

2

Две рабочие и обходная системы шин

8

2

4

2

Одна секционированная система шин с обходной

8

5

4

2

Одна секционированная система шин с обходной

8

4

2

Одна секционированная система шин с обходной

8

3

2

Одна секционированная система шин с обходной

7

7

2

2

Два блока с неавтоматической перемычкой

2

10а

2

2

Два блока с неавтоматической перемычкой

2

10б

1

1

Блочная

1

ИТОГО: 36 (вариант 5а) 34(вариант 5б)

9. ЭКОНОМИЧЕСКОЕ СОПОСТАВЛЕНИЕ ВАРИАНТОВ РАЗВИТИЯ СЕТИ

В подварианте «а» две линии АС-70, Два трансформатора ТДН-10000/110.

Капитальные вложения в линию

, тыс.руб, (9.1)

тыс.руб,

где С=42 тыс.руб/км – стоимость 1км линии [4, табл.7.5]; l – длина линии, км; n – количество линий.

Капитальные вложения в подстанцию

Стоимость трансформатора ТДН-10000/110 – 148 тыс.руб, стоимость ячейки выключателя 110 кВ – 90 тыс.руб.

тус.руб (9.2)

Суммарные капитальные вложения в строительство

тыс.руб (9.3)

Издержки на амортизацию и обслуживание [2, табл.6.1] для линий

, для подстанций

Для определения издержек на покрытие потерь электроэнергии необходимо найти параметры схемы замещения сети:

, (9.4)

; (9.5)

;

Ом/км [4, табл. 3.8].

Тогда:

Ом;

(ТДН – 16000/110) Ом [4, табл. 5.13];

Ом;

Ом.

Суммарные потери холостого хода трансформаторов:

МВт. (9.6)

Потери мощности в максимальном режиме

(9.7)

МВт.

Число часов максимальных потерь

ч. (9.8)

Удельная стоимость потерь электроэнергии [1, рис.2.1], тыс.руб./МВт*ч.

Издержки

(9.9)

Таким образом, приведенные затраты в подварианте «а» составляют

(9.10)

Приведенные затраты подварианта «б»

Используем формулы п. 9.1.1

Капиталовложения в линии: тыс.руб.,

Капиталовложения в подстанцию: тыс.руб,

тыс.руб.

Издержки на потери:

Ом;

Ом;

Ом;

МВт;

МВт;

тыс.руб.

Питание потребителей может быть аварийно прекращено и ущерб, связанный с перерывом питания

; (9.11)

при его расчете следует учесть два последовательно включенных элемента: линию и трансформатор (m = 2), при полном отключении , удельный ущерб тыс.руб./кВт = тыс.руб./МВт [1, рис. 2.2], МВт.

Параметры потока отказов линии лет/отказ на 100 км, трансформатора лет/отказ [2, табл.6.2].

Среднее время восстановления [2, рис. 6.3] для линии лет/отказ, трансформатора лет/отказ при наличии в системе резервного трансформатора и лет/отказ при его отсутствии,

тыс.руб.

Приведенные затраты для подварианта «б»:

Сопоставление приведенных затрат показывает, что подвариант «б» экономичнее подварианта «а» на 37%. Поэтому предпочтение отдаем подварианту «б»: питание узла 10 осуществляется по одной линии АС-70 с установкой одного трансформатора ТДН – 16000/110

Экономическое сопоставление вариантов

Так как число трансформаторов во всех вариантах одинаковое, то необходимо учесть только разное количество выключателей. Число выключателей, которые следует учесть при сопоставлении вариантов показано в табл. 9.1

Таблица 9.1

Вариант

Число ячеек выключателей 110 кВ

30

34

35

35

34

Число ячеек для учета при экономическом сопоставлении

0

4

5

5

4

Линия 1-2 существующая, поэтому во всех вариантах капиталовложения на ее сооружение и амортизационные отчисления не учитываются. Для всех вариантов экономические показатели линий сведены в таблицы 9.2 – 9.6.

Таблица 9.2 Вариант 1

Линия

Вид

Длина,

Ток, А

Сечение

R, Ом

 

 

 

 

км

 

МВт

тыс.руб.

1-2

сущ.

28

408

АС-240

2,92

1,46

0

2-5

проект

27

233

АС-95

4,76

0,78

2268

1-6

проект

55

379

АС-150

6,88

2,96

4620

6-7

проект

35

146

АС-95

6,54

0,42

2940

6-10

проект

22

58

АС-70

13,80

0,14

924

ВСЕГО

 

 

 

 

 

5,76

10752

Таблица 9.3 Вариант 2

Линия

Вид

Длина,

Ток,

Сечение

R,

 

 

 

 

км

А

 

Ом

МВт

тыс.руб.

1-2

сущ.

28

554

АС-240

2,92

2,69

0

2-5

проект

27

379

АС-150

3,45

1,49

2268

1-6

проект

55

233

АС-95

9,55

1,56

4620

5-7

проект

53

146

АС-95

9,25

0,59

4452

6-10

проект

22

58

АС-70

13,80

0,14

924

ВСЕГО

 

 

 

 

 

6,47

12264

Таблица 9.4 Вариант 3

Линия

Вид

Длина,

Ток,

Сечение

R,

 

 

 

 

км

А

 

Ом

МВт

тыс.руб.

1-2

сущ.

28

431

АС-240

2,92

1,63

0

2-5

проект

27

256

АС-95

3,45

0,68

1728

1-6

проект

55

356

АС-150

9,55

3,63

3520

5-7

проект

53

23

АС-150

17,22

0,03

2226

6-10

проект

22

58

АС-70

13,80

0,14

924

6-7

проект

35

123

АС-240

4,13

0,19

1645

ВСЕГО

 

 

 

 

 

6,10

8398

Таблица 9.5 Вариант 4

Линия

Вид

Длина,

Ток,

Сечение

R,

 

 

 

 

км

А

 

Ом

МВт

тыс.руб.

1-2

сущ.

28

443

АС-240

2,92

1,72

0

2-6

проект

29

268

АС-95

5,63

1,21

1856

1-5

проект

54

344

АС-150

6,21

2,20

3456

5-7

проект

53

111

АС-240

7,52

0,28

2491

6-10

проект

22

58

АС-70

13,80

0,14

924

6-7

проект

35

35

АС-150

7,14

0,03

1470

ВСЕГО

 

 

 

 

 

5,55

8727

Таблица 9.6 Вариант 5

Линия

Вид

Длина,

Ток,

Сечение

R,

 

 

 

 

км

А

 

Ом

МВт

тыс.руб.

1-2

сущ.

28

408

АС-240

2,92

1,46

0

2-6

проект

29

233

АС-95

5,63

0,92

2436

1-5

проект

54

369

АС-150

6,21

2,54

4536

5-7

проект

53

146

АС-95

9,25

0,59

4452

6-10

проект

22

58

АС-70

13,80

0,14

924

ВСЕГО

 

 

 

 

 

5,64

12348

Издержки на компенсацию потерь энергии в варианте 3 составляют

тыс.руб.

Поскольку в варианте 3 используется на пять выключателей больше, чем в варианте 1 с минимальным числом выключателей следует учесть капиталовложения на эти выключатели: тыс.руб. Тогда суммарные капиталовложения в вариант 3

тыс.руб.

Теперь затраты по варианту 2 определяются как

Результаты расчета составляющих затрат и сопоставление вариантов приведены в табл. 9.7.

Талица 9.8

З

З,

вар.

тыс.руб

отн.ед

1

10752

0

10752

249,22

1840,52

1,19

2

12264

140

12404

279,84

2124,87

1,38

3

8398

175

8573

264,24

1544,6

1,00

4

8727

175

8902

240,50

1569,55

1,02

5

12348

140

12488

244,30

2101,76

1,36

Анализ результатов сопоставления вариантов развития сети показывает, что варианты 3 и 4 равноэкономичны. Следующий по экономичности является вариант 1.Поэтому в дальнейшем будем рассматривать вариант 1 и вариант 3.

10. РАСЧЕТ УСТАНОВИВШЕГОСЯ РЕЖИМА

Расчет установившихся режимов выполняется с целью выявления уровней напряжения в узлах сети, анализа их допустимости и выбора, при необходимости, средств регулирования напряжения с целью ввода режима в допустимую область по уровням напряжений.

Таблица 10.1 Параметры трансформаторов

№ узла

Тип трансформатора

Uн, кВ

Uк, %

Rт, Ом

Хт, Ом

ВН

НН

2

ТРДН-25000/110

115

10,5

120

27

10,5

2,54

55,9

175

5

ТРДН-40000/110

115

10,5

172

36

10,5

1,4

34,7

260

6

ТРДН-25000/110

115

10,5

120

27

10,5

2,54

55,9

175

7

ТРДН-25000/110

115

10,5

120

27

10,5

2,54

55,9

175

10

ТДН-16000/110

115

11

85

19

10,5

4,38

86,7

112

Приведенная мощность подстанции №2

(10.1)

где , – суммарная нагрузка на первичную и вторичную обмотку низкого напряжения трансформатора;

– суммарные потери в трансформаторе;

Нагрузка узла 2 – МВА;

МВА; (10.2)

Ом; (10.3)

Ом; (10.4)

где n – количество параллельных трансформаторов.

МВт (10.5)

МВАр (10.6)

МВА;

Приведенная мощность подстанции №5

Используем формулы 10.1-10.6

Нагрузка узла 5 – МВА;

МВА

Ом;

Ом;

МВт;

МВАр;

МВА;

Приведенная мощность подстанции №6

Так как мощность трансформаторов и мощность у потребителя такая же, как в узле №2, то: МВА;

Приведенная мощность подстанции №7

Используем формулы 10.1-10.6

Нагрузка узла 7 – МВА;

МВА

Ом;

Ом;

МВт;

МВАр;

МВА;

Приведенная мощность подстанции №10

Используем формулы 10.1-10.6

Нагрузка узла 10 – МВА;

Ом;

Ом;

МВт;

МВАр;

МВА;

Расчет установившегося режима для варианта 1

Параметры линий электропередач

Ом; (10.7)

Ом (10.8)

МВАр (10.9)

где ,,- соответственно, удельные активные, индуктивные сопротивления и зарядная мощность,

l – длина линии, км,

n – количество параллельных цепей.

Для остальных линий параметры посчитаны аналогично и сведены в таблице 10.2.

Таблица 10.2

Линия

Uн, кВ

Марка провода

кол-во цепей

Длина, км

Rо,Ом /км

Xо,Ом/км

Bо,*10^-6 Cм/км

Rлэ,Ом

Хлэ, Ом

Qсэ/2, МВАр

1-2

110

АС-240

2

28

0,118

0,405

2,808

1,65

5,67

0,95

2-5

110

АС-95

2

27

0,301

0,434

2,611

4,06

5,86

0,85

1-6

110

АС-150

2

55

0,204

0,42

2,707

5,61

11,55

1,80

6-7

110

АС-95

2

35

0,301

0,434

2,611

5,27

7,60

1,11

6-10

110

АС-70

1

22

0,422

0,444

2,547

9,28

9,77

0,34

Рисунок 10.1 Схема замещения сети варианта 1

Расчетные мощности узлов

(10.10)

(10.11)

(10.12)

(10.13)

(10.14)

Расчет перетоков мощностей

Потери мощности определяются по формуле

МВт; (10.15)

МВАр; (10.16)

где , – мощность в начале участка.

Мощность в начале участка определяется по формуле

МВА; (10.17)

Мощность в начале участка 6-7:

МВт;

МВАр;

МВА;

Мощность в начале участка 6-10:

МВт;

МВАр;

МВА;

Мощность в конце участка 1-6:

Мощность в начале участка 6-1:

МВт;

МВАр;

МВА;

Мощность в начале участка 2-5:

МВт;

МВАр;

МВА;

Мощность в конце участка 1-2:

Мощность в начале участка 1-2:

МВт;

МВАр;

МВА;

10.2.4 Расчет напряжений на высокой стороне подстанций

Падение напряжения в линии определяется по формуле

кВ;

где , – мощность в начале линии,

, – сопротивления линии,

Напряжение в конце линии

кВ.

Напряжение в узле 2

кВ;

кВ;

Напряжение в узле 6

кВ;

кВ;

Напряжение в узле 5

кВ;

кВ;

Напряжение в узле 7

кВ;

кВ;

Напряжение в узле 10

кВ;

кВ;

Расчет напряжений на низкой стороне подстанций

Напряжение на низкой стороне, приведенное к высокому напряжению определяется по формуле:

(10.18)

где – сопротивления трансформатора,

– мощность, проходящая через трансформатор,

– напряжение в конце линии.

Напряжение на низкой стороне (реальное)

(10.19)

где – коэффициент трансформации.

Напряжение в узле 21

кВ;

кВ;

Напряжение в узле 61

кВ;

Напряжение в узле 51

кВ;

Напряжение в узле 71

кВ;

Напряжение в узле 101

кВ;

Выбор отпаек на трансформаторах

В соответствии с ГОСТ напряжение на шинах потребителя в нормальных режимах должно находиться в интервале от до . Если напряжения на шинах потребителей находятся в указанной зоне, но не равны номинальным, то следует выполнить регулирование напряжений установленными средствами регулирования.

Потребители электрической энергии могут находиться непосредственно на шинах низкого напряжения подстанций или могут быть удалены от них, поэтому на шинах низкого напряжения подстанций должны быть заданы требуемые напряжения с учетом компенсации падения напряжения от шин подстанции до шин потребителей.

Выбор отпайки в узле 2

– цена одной отпайки – 2.047 кВ.

– необходимое количество отпаек (10.20)

Выбираем 5-ю отпайку;

Уточняем напряжение у потребителя

кВ; (10.21)

В остальных узлах выбор отпаек проводим аналогично, данные сводим в таблицу 10.3

Таблица 10.3

№ узла

2

5

6

7

10

Требуемое напряжение на шинах ПС, кВ

10,4

10,4

10,4

10,4

10,4

Напряжение на шинах ПС до регулирования, кВ

9,61

9,45

9,22

9,1

9,81

Рациональная отпайка

-5

-6

-7

-7

-6

Напряжение на шинах ПС после регулирования, кВ

10,45

10,48

10,44

10,30

10,39

Расчет установившегося режима для варианта 3

Расчет производим аналогично п. 10.2. Параметры схемы замещения трансформаторов и приведенные мощности подстанций не изменяются. Параметры линий пересчитываем по (10.7) – (10.9), полученные результаты сводим в таблицу 10.4.

Таблица 10.4

Линия

Uн, кВ

Марка провода

кол-во цепей

Длина, км

Rо,Ом /км

Xо,Ом/км

Bо,*10^-6 Cм/км

Rлэ,Ом

Хлэ, Ом

Qсэ/2, МВАр

1-2

110

АС-240

2

28

0,118

0,405

2,808

1,65

5,67

0,95

2-5

110

АС-95

2

27

0,301

0,434

2,611

4,06

5,86

0,85

1-6

110

АС-150

2

55

0,204

0,42

2,707

5,61

11,55

1,80

6-7

110

АС-240

1

35

0,118

0,405

2,808

4,13

14,18

0,59

6-10

110

АС-70

1

22

0,422

0,444

2,547

9,28

9,77

0,34

5-7

110

АС-150

1

53

0,204

0,42

2,707

10,81

22,26

0,87

Расчетные мощности узлов

Воспользуемся формулами (10.10) – (10.13)

;

;

;

;

;

Расчет перетоков мощностей

оспользуемся формулами (10.15) – (10.17)

Мощность в начале участка 6-10:

МВт;

МВАр;

МВА;

Мощность в узле 6:

Расчет кольцевой схемы

Рисунок 10.6 Расчет кольцевой схемы

(10.22)

(10.23)

(10.24)

(10.25)

Мощность на участке 1-2

(10.26)

;

;

;

;

Мощность на участке 1-6

(10.27)

Проверка

(10.28)

Проверка сходится.

По закону Кирхгофа определим потоки на остальных участках

МВА;

МВА;

МВА;

Точка 7 – точка потокораздела

Уточняем мощности на участках с учетом потерь в линиях

Мощность в начале участка 5-7:

МВт;

МВАр;

МВА;

Мощность в конце участка 2-5:

Мощность в начале участка 2-5:

МВт;

МВАр;

МВА;

Мощность в конце участка 1-2:

;

Мощность в начале участка 1-2:

МВт;

МВАр;

МВА;

Мощность в начале участка 7-6:

МВт;

МВАр;

МВА;

Мощность в конце участка 6-1:

;

Мощность в начале участка 6-1:

МВт;

МВАр;

МВА;

Мощность базисного узла 1:

10.3.3 Расчет напряжений на высокой стороне подстанций

Для расчета воспользуемся формулами п.10.2.4

Напряжение в узле 2

кВ;

кВ;

Напряжение в узле 6

кВ;

кВ;

Напряжение в узле 5

кВ;

кВ;

Напряжение в узле 7′

кВ;

кВ;

Напряжение в узле 7”

кВ;

кВ;

Погрешность менее 2%, что допустимо.

Уточним напряжение точки потокораздела 7

кВ;

Напряжение в узле 10

кВ;

кВ;

10.3.4 Расчет напряжений на низкой стороне подстанций

При расчетах используем формулы п.10.2.5

Напряжение в узле 21

кВ;

кВ;

Напряжение в узле 61

кВ;

Напряжение в узле 51

кВ;

Напряжение в узле 71

кВ;

Напряжение в узле 101

кВ;

Выбор отпаек на трансформаторах

Выбор отпаек на трансформаторах аналогично п.10.2.6. Полученные данные сведены в таблицу 10.5

Таблица 10.5

№ узла

2

5

6

7

10

Требуемое напряжение на шинах ПС, кВ

10,4

10,4

10,4

10,4

10,4

Напряжение на шинах ПС до регулирования, кВ

9,58

9,37

9,31

9,21

9,9

Рациональная отпайка

-5

-6

-6

-7

-6

Напряжение на шинах ПС после регулирования, кВ

10,41

10,40

10,32

10,43

10,48

11. РАСЧЕТ АВАРИЙНОГО РЕЖИМА

Расчет аварийного режима для варианта 1 схемы развития сети.

Расчет ведется аналогично по формулам для установившегося режима.

Участок 1-2 (обрыв одной цепи):

Ом; (11.1)

Ом; (11.2)

Мощность в начале участка 1-2

МВт;

МВАр;

МВА;

Напряжения в узле 2 кВ;

кВ;

Напряжение в узле 21

кВ;

кВ;

Напряжение в узле 5

кВ;

кВ;

Напряжение в узле 51

кВ;

В остальных узлах напряжения не изменятся.

Участок 2-5 (обрыв одной цепи):

Ом;

Ом;

Мощность в начале участка 2-5

МВт;

МВАр;

МВА;

Мощность в конце участка 1-2

Мощность в начале участка 1-2

МВт;

МВАр;

МВА;

Напряжения в узле 2

кВ;

кВ;

Напряжение в узле 21

кВ;

кВ;

Напряжение в узле 5

кВ;

кВ;

Напряжение в узле 51

кВ;

В остальных узлах напряжения не изменятся.

Участок 1-6 (обрыв одной цепи):

Ом;

Ом;

Мощность в начале участка 6-1

МВт;

МВАр;

МВА;

Напряжение в узле 6

кВ;

кВ;

Напряжение в узле 61

кВ;

Напряжение в узле 7

кВ;

кВ;

Напряжение в узле 71

кВ;

Напряжение в узле 10

кВ;

кВ;

Напряжение в узле 101

кВ;

В остальных узлах напряжения не изменятся.

Участок 6-7 (обрыв одной цепи):

Ом;

Ом;

Мощность в начале участка 6-7

МВт;

МВАр;

МВА;

Мощность в начале участка 6-10 не изменится.

Мощность в конце участка 1-6

Мощность в начале участка 6-1:

МВт;

МВАр;

МВА;

Напряжение в узле 6

кВ;

кВ;

Напряжение в узле 61

кВ;

Напряжение в узле 7

кВ;

кВ;

Напряжение в узле 71

кВ;

В остальных узлах напряжения не изменятся.

Таблица 11.1 Напряжения в аварийном режиме.

№ Узла

2

5

6

7

10

Напряжение

Uн, кВ

Uв,

кВ

Uн, кВ

Uв, кВ

Uн, кВ

Uв, кВ

Uн, кВ

Uв, кВ

Uн, кВ

Uв, кВ

Обрыв 1-2

9,29

108,66

9,13

105,93

9,22

107,93

9,1

105,75

9,81

106,56

Обрыв 2-5

9,59

111,78

9,14

105,99

9,22

107,93

9,1

105,75

9,81

106,56

Обрыв 1-6

9,61

111,98

9,45

109,33

8,44

99,68

8,3

97,28

8,58

98,2

Обрыв 6-7

9,61

111,98

9,45

109,33

9,22

107,86

8,88

103,4

9,23

105,16

Выбор компенсирующих устройств

Падения напряжения в аварийном режиме составляют ±10% от номинального. Так как в узлах 6 и 7 напряжения ниже допустимого, то необходимо выбрать компенсирующее устройство.

В качестве компенсатора выбираем батареи статических конденсаторов КС2 – 1.05 – 60. Конденсаторы устанавливаем в узле №6.

Определим мощность компенсации по формуле:

(11.3)

где – минимально допустимое напряжение, кВ;

– напряжение в узле, кВ;

– сопротивление между балансирующим узлом и узлом, где необходимо установить компенсатор, Ом.

МВАр;

Число конденсаторов в батареи

(11.4)

Выбираем 69 конденсаторов в БК.

Реактивная мощность одной БК

МВАр; (11.5)

Число параллельных БК

Выбираем 3 параллельных БК.

Уточним их мощность

МВАр; (11.6)

Необходимо пересчитать режимы с учетом компенсации.

Установившийся режим с учетом компенсации.

Так как БК устанавливаются на подстанции №6, то изменится поток мощности на участке 1-6.

Мощность в начале участка 6-1:

МВт;

МВАр;

МВА;

Напряжение в узле 6

кВ;

кВ;

Напряжение в узле 61

кВ;

Напряжение в узле 7

кВ;

кВ;

Напряжение в узле 71

кВ;

Напряжение в узле 10

кВ;

кВ;

Напряжение в узле 101

кВ;

В остальных узлах напряжения не изменятся.

Выбор отпаек на трансформаторах.

Выбор отпаек на трансформаторах аналогично п.10.2.6. Полученные данные сведены в таблицу 11.2

Таблица 11.2

№ узла

2

5

6

7

10

Требуемое напряжение на шинах ПС, кВ

10,4

10,4

10,4

10,4

10,4

Напряжение на шинах ПС до регулирования, кВ

9,61

9,45

9,59

9,47

9,73

Рациональная отпайка

-5

-6

-5

-5

-4

Напряжение на шинах ПС после регулирования, кВ

10,45

10,48

10,43

10,30

10,38

Аварийный режим с учетом компенсации.

Аналогично 11.1

Участок 1-6 (обрыв одной цепи):

Ом;

Ом;

Мощность в начале участка 6-1

МВт;

МВАр;

МВА;

Напряжение в узле 6

кВ;

кВ;

Напряжение в узле 61

кВ;

Напряжение в узле 7

кВ;

кВ;

Напряжение в узле 71

кВ;

Напряжение в узле 10

кВ;

кВ;

Напряжение в узле 101

кВ;

В остальных узлах напряжения не изменятся.

Участок 6-7 (обрыв одной цепи):

Ом;

Ом;

Мощность в начале участка 6-7

МВт;

МВАр;

МВА;

Мощность в начале участка 6-10 не изменится.

Мощность в конце участка 1-6

Мощность в начале участка 6-1:

МВт;

МВАр;

МВА;

Напряжение в узле 6

кВ;

кВ;

Напряжение в узле 61

кВ;

Напряжение в узле 7

кВ;

кВ;

Напряжение в узле 71

кВ;

Напряжение в узле 10

кВ;

кВ;

Напряжение в узле 101

кВ;

В остальных узлах напряжения не изменятся.

Таблица 11.3 Напряжения в аварийном режиме.

№ Узла

2

5

6

7

10

Напряжение

Uн, кВ

Uв, кВ

Uн, кВ

Uв, кВ

Uн, кВ

Uв, кВ

Uн, кВ

Uв, кВ

Uн, кВ

Uв, кВ

Обрыв 1-2

9,29

108,66

9,13

105,93

9,22

107,93

9,1

105,75

9,81

106,56

Обрыв 2-5

9,59

111,78

9,14

105,99

9,22

107,93

9,1

105,75

9,81

106,56

Обрыв 1-6

9,61

111,98

9,45

109,33

9,19

107,62

9,08

105,43

9,78

106,24

Обрыв 6-7

9,61

111,98

9,45

109,33

9,58

111,72

9,26

107,41

9,73

110,4

Выбор отпаек на трансформаторах

Выбор производим по наиболее худшему варианту. Данные сводим в таблицу 11.4.

Таблица 11.4

№ узла

2

5

6

7

10

Требуемое напряжение на шинах ПС, кВ

10,4

10,4

10,4

10,4

10,4

Напряжение на шинах ПС до регулирования, кВ

9,29

9,13

9,19

9,08

9,73

Рациональная отпайка

-6

-7

-7

-8

-4

Напряжение на шинах ПС после регулирования, кВ

10,31

10,33

10,40

10,48

10,37

Расчет аварийного режима для варианта 3 схемы развития сети.

Отключение линии 1-2:

Расчет ведется аналогично по формулам для установившегося режима радиальной схемы.

Мощность в конце участка 2-5

Мощность в начале участка 2-5

МВт;

МВАр;

МВА;

Мощность в конце участка 5-7

Мощность в начале участка 5-7

МВт;

МВАр;

МВА;

Мощность в конце участка 7-6

Мощность в начале участка 7-6

МВт;

МВАр;

МВА;

Мощность в конце участка 1-6

Мощность в начале участка 1-6

МВт;

МВАр;

МВА;

Расчет напряжений в узлах:

Напряжение в узле 6

кВ;

кВ;

Напряжение в узле 61

кВ;

Напряжение в узле 7

кВ;

кВ;

Напряжение в узле 71

кВ;

Напряжение в узле 5

кВ;

кВ;

Напряжение в узле 51

кВ;

Напряжения в узле 2

кВ;

кВ;

Напряжение в узле 21

кВ;

кВ;

Напряжение в узле 10

кВ;

кВ;

Напряжение в узле 101

кВ.

Отключение линии 1-6:

Расчет ведется аналогично по формулам для установившегося режима радиальной схемы.

Мощность в конце участка 7-6

Мощность в начале участка 7-6

МВт;

МВАр;

МВА;

Мощность в конце участка 5-7

Мощность в начале участка 5-7

МВт;

МВАр;

МВА;

Мощность в конце участка 2-5

Мощность в начале участка 2-5

МВт;

МВАр;

МВА;

Мощность в конце участка 1-2

Мощность в начале участка 1-2

МВт;

МВАр;

МВА;

Расчет напряжений в узлах:

Напряжение в узле 2

кВ;

кВ;

Напряжение в узле 21

кВ;

Напряжение в узле 5

кВ;

кВ;

Напряжение в узле 51

кВ;

Напряжение в узле 7

кВ;

кВ;

Напряжение в узле 71

кВ;

Напряжения в узле 6

кВ;

кВ

Напряжение в узле 61

кВ;

кВ;

Напряжение в узле 10

кВ;

кВ;

Напряжение в узле 101

кВ.

Все значения напряжений сведены в таблице 11.5

Таблица 11.5

№ Узла

Uн, кВ

Uв, кВ

 

обрыв1-2

обрыв1-6

обрыв1-2

обрыв1-6

2

4,4

9,23

55,22

107,95

5

4,57

8,54

56,08

99,7

6

8,02

6,27

95,18

76,38

7

6,63

6,88

79,55

82,24

10

8,15

6,33

93,62

74,44

Выбор компенсирующих устройств

Падения напряжения в аварийном режиме составляют ±10% от номинального. Так как в узлах 2 (при обрыве линии 1-2) и 10 (при обрыве линии 1-6) напряжения ниже допустимого, то необходимо выбрать компенсирующее устройство.

В качестве компенсатора выбираем батареи статических конденсаторов КС2 – 1.05 – 60.

Определим мощность компенсации для узла 2 по формуле (11.3)

МВАр;

Число параллельных БК

Выбираем 8 параллельных БК.

Уточним их мощность

МВАр;

Мощность компенсации для узла 10 по формуле (11.3)

МВАр;

где

Число параллельных БК

Выбираем 5 параллельных БК.

Уточним их мощность

МВАр;

Необходимо пересчитать режимы с учетом компенсации.

11.2.2 Установившийся режим с учетом компенсации

МВА;

МВА;

Кольцевую схему рассчитаем аналогично 10.3.2

Расчет перетоков мощностей по формулам (10.15) – (10.17)

Мощность в начале участка 6-10:

МВт;

МВАр;

МВА;

Мощность в узле 6:

Расчет кольцевой схемы

Рисунок 11.1 Расчет кольцевой схемы

Сопротивления плеч определены в п. 10.3.2

Мощность на участке 1-2

Мощность на участке 1-6

Проверка

Проверка сходится.

По закону Кирхгофа определим потоки на остальных участках

МВА;

МВА;

МВА;

Точка 7 – точка потокораздела

Уточняем мощности на участках с учетом потерь в линиях

Мощность в начале участка 5-7:

МВт;

МВАр;

МВА;

Мощность в конце участка 2-5:

Мощность в начале участка 2-5:

МВт;

МВАр;

МВА;

Мощность в конце участка 1-2:

;

Мощность в начале участка 1-2:

МВт;

МВАр;

МВА;

Мощность в начале участка 7-6:

МВт;

МВАр;

МВА;

Мощность в конце участка 6-1:

;

Мощность в начале участка 6-1:

МВт;

МВАр;

МВА;

Мощность базисного узла 1:

Расчет напряжений на высокой стороне подстанций

Для расчета воспользуемся формулами п.10.2.4

Напряжение в узле 2

кВ;

кВ;

Напряжение в узле 6

кВ;

кВ;

Напряжение в узле 5

кВ;

кВ;

Напряжение в узле 7′

кВ;

кВ;

Напряжение в узле 7”

кВ;

кВ;

Погрешность менее 2%, что допустимо.

Уточним напряжение точки потокораздела 7

кВ;

Напряжение в узле 10

кВ;

кВ;

Расчет напряжений на низкой стороне подстанций

При расчетах используем формулы п.10.2.5

Напряжение в узле 21

кВ;

кВ;

Напряжение в узле 61

кВ;

Напряжение в узле 51

кВ;

Напряжение в узле 71

кВ;

Напряжение в узле 101

кВ;

Выбор отпаек на трансформаторах

Выбор отпаек на трансформаторах аналогично п.10.2.6. Полученные данные сведены в таблицу 11.6

Таблица 11.6

№ узла

2

5

6

7

10

Требуемое напряжение на шинах ПС, кВ

10,4

10,4

10,4

10,4

10,4

Напряжение на шинах ПС до регулирования, кВ

10,05

9,88

9,83

9,75

10,93

Рациональная отпайка

-2

-3

-4

-4

0

Напряжение на шинах ПС после регулирования, кВ

10,32

10,34

10,48

10,40

10,34

Расчет аварийного режима для варианта 3 схемы развития сети с учетом компенсации.

Аналогично п. 11.2

Отключение линии 1-2:

Расчет ведется аналогично по формулам для установившегося режима радиальной схемы.

Мощность в конце участка 2-5

Мощность в начале участка 2-5

МВт;

МВАр;

МВА;

Мощность в конце участка 5-7

Мощность в начале участка 5-7

МВт;

МВАр;

МВА;

Мощность в конце участка 7-6

Мощность в начале участка 7-6

МВт;

МВАр;

МВА;

Мощность в конце участка 1-6

Мощность в начале участка 1-6

МВт;

МВАр;

МВА;

Расчет напряжений в узлах:

Напряжение в узле 6

кВ;

кВ;

Напряжение в узле 61

кВ;

Напряжение в узле 7

кВ;

кВ;

Напряжение в узле 71

кВ;

Напряжение в узле 5

кВ;

кВ;

Напряжение в узле 51

кВ;

Напряжения в узле 2

кВ;

кВ;

Напряжение в узле 21

кВ;

кВ;

Напряжение в узле 10

кВ;

кВ;

Напряжение в узле 101

кВ.

Отключение линии 1-6:

Расчет ведется аналогично по формулам для установившегося режима радиальной схемы.

Мощность в конце участка 7-6

Мощность в начале участка 7-6

МВт;

МВАр;

МВА;

Мощность в конце участка 5-7

Мощность в начале участка 5-7

МВт;

МВАр;

МВА;

Мощность в конце участка 2-5

Мощность в начале участка 2-5

МВт;

МВАр;

МВА;

Мощность в конце участка 1-2

Мощность в начале участка 1-2

МВт;

МВАр;

МВА;

Расчет напряжений в узлах:

Напряжение в узле 2

кВ;

кВ;

Напряжение в узле 21

кВ;

Напряжение в узле 5

кВ;

кВ;

Напряжение в узле 51

кВ;

Напряжение в узле 7

кВ;

кВ;

Напряжение в узле 71

кВ;

Напряжения в узле 6

кВ;

кВ;

Напряжение в узле 61

кВ;

кВ;

Напряжение в узле 10

кВ;

кВ;

Напряжение в узле 101

кВ.

Все значения напряжений сведены в таблице 11.7

Таблица 11.7

№ Узла

Uн, кВ

Uв, кВ

 

обрыв1-2

обрыв1-6

обрыв1-2

обрыв1-6

2

9,75

9,97

113,46

115,85

5

9,55

9,6

110,38

111,16

6

9,49

9,43

110,7

110,14

7

9,43

9,22

109,13

107,02

10

10,59

10,54

114,45

113,91

Выбор отпаек на трансформаторах

Выбор производим по наибольшему падению напряжения. Данные сводим в таблицу 11.8.

Таблица 11.8

№ узла

2

5

6

7

10

Требуемое напряжение на шинах ПС, кВ

10,4

10,4

10,4

10,4

10,4

Напряжение на шинах ПС до регулирования, кВ

9,75

9,55

9,43

9,22

10,54

Рациональная отпайка

-4

-5

-6

-7

-2

Напряжение на шинах ПС после регулирования, кВ

10,40

10,39

10,46

10,44

10,33

12 РАСЧЕТ УСТАНОВИВШИХСЯ РЕЖИМОВ МАКСИМАЛЬНЫХ НАГРУЗОК С ПРИМЕНЕНИЕМ ПРОГРАММЫ RASTR ДЛЯ IBM PC

Результаты расчёта установившегося режима до регулирования для первого варианта приведены в таблице 12.1 и на рисунке 12.1

Рисунок 12.1 Режим максимальных нагрузок для варианта 1 до регулирования

Таблица 12.1

Результаты расчёта установившегося режима после регулирования для первого варианта приведены в таблице 12.2 и на рисунке 12.2

Рисунок 12.2 Режим максимальных нагрузок для варианта 1 после регулирования

Таблица 12.2

Результаты расчёта установившегося режима до регулирования для варианта 3 приведены в таблице 12.3 и на рисунке 12.3

Рисунок 12.3 Режим максимальных нагрузок для варианта 3 до регулирования

Таблица 12.3

Результаты расчёта установившегося режима после регулирования для варианта 3 приведены в таблице 12.2 и на рисунке 12.2

Рисунок 12.4 Режим максимальных нагрузок для варианта 3 после регулирования

Таблица 12.4

Заключение

В курсовом проекте рассмотрены вопросы проектирования электрической сети с учетом существующей линии 110 кВ. Рассмотрено пять вариантов развития сети, при этом для всех вариантов произведен выбор напряжения сети, сечений ЛЭП, трансформаторов на понижающих подстанциях и схемы распределительных устройств.

Из пяти схем путем технико-экономического сравнения для дальнейшего рассмотрения приняты две схемы.

Для оставшихся двух схем рассчитаны установившиеся режимы сети.

Выбор наилучшего варианта выполнен на основе сравнения приведённых затрат.

Список литературы

1. Волкова Т. Ю., Юлукова Г.М. Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования по дисциплине «Электроэнергетика» (раздел «Электроэнергетические системы и сети») 2004.

2. Идельчик В.И. Электрические системы и сети: Учебник для ВУЗов. – М.: Энергоатомиздат, 1989.

3. Справочник по проектированию электроэнергетических систем. Под ред. С.С. Рокотяна и И.М. Шапиро. – М.: Энергоатомиздат, 1985.

4. Справочник по проектированию электрических сетей. Под ред. Д.Л. Файбисовича. – М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2005.

Поделиться статьёй
Поделиться в telegram
Поделиться в whatsapp
Поделиться в vk
Поделиться в facebook
Поделиться в twitter
Михаил Потапов
Михаил Потапов
Я окончил горный университет, факультет переработки минерального сырья. О специальности работаю 12 лет, сам преподаю в университете. За это время написал 8 научных статей. В свободное время подрабатываю репетитором и являюсь автором в компании «Диплом777» уже более 7 лет. Нравятся условия сотрудничества и огромное количество заказов.

Ещё статьи

Нет времени делать работу? Закажите!
Вид работы
Тема
Email

Отправляя форму, вы соглашаетесь с политикой конфиденциальности и обработкой ваших персональных данных.