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

r_o

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 T_max b cosφ.

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 р_н – 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+j7,86

12,009+j6

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

Мощность начала линии

0 – 1

59,62+j32,61

42,3+j23,6

Мощность начала звена

0 – 1

59,62+j32,61

42,3+j24

Мощность конца звена

0 –1

58,43+j29,73

41,68+j22,49

Мощность начала звена

1 – 2

6,32+j3,64

1,301+j1,15

52,11+j26,5

Мощность конца звена

1 – 2

6,3+j3,61

1,3+j1,15

53,43+j28,78

Мощность конца звена

2 – 0

35,73+j18,48

23,83+j13,09

95,46+j50,88

Мощность начала звена

2 – 0

36,31+j20,44

24,09+j13,97

99,68+j65,06

Мощность начала линии

2 – 0

36,31+j19,68

24,09+j13,21

99,68+j64,3

Мощность начала линии

0 – 4

33,37+j17,47

17,4+j8,33

Мощность начала звена

0 – 4

33,37+j18,39

17,4+j9,25

Мощность конца звена

0 –4

32,6+j16,43

17,19+j8,7

Мощность начала звена

4 – 3

15,5+j8,38

9,14+j5,21

Мощность конца звена

4 – 3

15,4+j8,17

9,1+j5,14

Мощность конца звена

3 – 0

40,73+j20,57

21,97+j11,31

Мощность начала звена

3 – 0

41,65+j23,4

22,21+j12,19

Мощность начала 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.