Курсовая

Курсовая Электрические сети

Работа добавлена на сайт bukvasha.net: 2015-10-25

Поможем написать учебную работу

Если у вас возникли сложности с курсовой, контрольной, дипломной, рефератом, отчетом по практике, научно-исследовательской и любой другой работой - мы готовы помочь.

Предоплата всего

от 25%

Подписываем

договор

Выберите тип работы:

Скидка 25% при заказе до 22.11.2024


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=110kBAC-70, U=220kBAC-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 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 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+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

20

35,73+j18,48

23,83+j13,09

95,46+j50,88

Мощность начала звена

20

36,31+j20,44

24,09+j13,97

99,68+j65,06

Мощность начала линии

20

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

43

15,5+j8,38

9,14+j5,21


Мощность конца звена

43

15,4+j8,17

9,1+j5,14


Мощность конца звена

30

40,73+j20,57

21,97+j11,31


Мощность начала звена

30

41,65+j23,4

22,21+j12,19


Мощность начала линии

30

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 12

В минимальном режиме

Кольцо 3 – 4

Кольцо 12

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.


1. Курсовая PR в государственных структурах на примере Воронежской областной администрации и Воронежской гор
2. Курсовая на тему Особенности развития интеллектуальной одаренности детей старшего дошкольного возраста
3. Сочинение на тему Афанасий фет - Стихотворение а. а. фета еще майская ночь
4. Реферат на тему The Taiwanese Development Model From 1960 On
5. Реферат на тему Bill Clinton Vs Paula Jones Essay Research
6. Реферат Зеленые удобрения на садовом участке
7. Биография на тему Карл Великий
8. Реферат на тему Монтаж- одно из важнейших средств кинематографа
9. Реферат Экологические катастрофы, мониторинг
10. Биография Українка Леся