Курсовая Розрахунок електричної мережі напругою 110 кВ

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

Имя

Выберите тип работы:

Принимаю Политику конфиденциальности

Скидка 25% при заказе до 22.11.2024

Чернігівський державний технологічний університет

Факультет електронних та інформаційних технологій

Кафедра електричних систем і мереж
ПОЯСНЮВАЛЬНА ЗАПИСКА

до курсового проекту з дисципліни:

„Електричні системи і мережі”

на тему:

«Розрахунок електричної мережі напругою 110 кВ»

_____________________

Виконав

студ. гр. ЗЕМ–061 Потапенко В.В.
Керівник проекту

Доцент Буйний Р.О.
Чернігів 2009

ТЕХНІЧНЕ ЗАВДАННЯ
Від шин вузлової підстанції енергосистеми живляться три підстанції з навантаженням S₁, S₂ та S₃, дві з яких включені в кільцеву мережу (ПС1 і ПС2). Підстанція ПС3 отримує живлення по одноколовій лінії 35 кВ.

Параметри ділянок ЛЕП та навантаження приведені в таблиці 1.
В курсовому проекті необхідно зробити:

1. Вибір необхідних потужностей трансформаторів та параметрів їх схем заміщення

Визначити потужності трансформаторів та визначити параметри їх схем заміщення (активні та реактивні опори, приведені до напруги 110 кВ; втрати холостого ходу).

2. Розрахунок режиму роботи ЛЕП 35 кВ

Розрахувати втрати активної та реактивної потужності в ПЛ 35 кВ, попередньо вибравши переріз проводу та розрахувавши параметри схеми заміщення ПЛ 35 кВ.

3. Розрахунок нормального режиму роботи ЛЕП 110 кВ

а) Виконати розрахунок попереднього розподілу навантаження та вибрати перерізи проводів ПЛ 110 кВ.

б) Знайти уточнений розподіл потужностей в кільцевій ЛЕП 110 кВ з урахуванням зарядних потужностей ліній.

в) Визначити потужності у ділянках мережі з урахуванням втрат потужності в них при середній напрузі мережі U_СР=115 кВ.

4. Розрахунок післяаварійного режиму роботи ЛЕП 110 кВ

Розрахувати параметри післяаварійного режиму в кільцевій мережі 110 кВ для трьох випадків:

– аварійне відключення лінії Л₁;

– аварійне відключення лінії Л₂;

– аварійне відключення лінії Л₃.

5. Визначення відхилень напруги на шинах 110, 35 та 10 кВ всіх підстанцій

Визначити напруги на шинах ПС1, ПС2 та ПС3 для режиму найбільших навантажень при напрузі на шинах вузлової підстанції енергосистеми U_А.

6. Зробити висновки по отриманим результатам.
Таблиця 1 – Параметри ділянок ЛЕП та навантаження підстанцій згідно варіанту №24

U_А, кВ	Параметри ліній				ПС1		ПС2		ПС3
U_А, кВ	Л₁, км	Л₂, км	Л₃, км	Л₄, км	S₁₍₁₀₎, МВА	S₁₍₃₅₎, МВА	S₂₍₁₀₎, МВА	S₂₍₃₅₎, МВА	к-ть тр-ів	S₃₍₁₀₎, МВА
112,9	38,5	47,9	43,1	35,8	4,5-j1,92	12,3-j7,12	9,12-j5.43	22,4-j11,5	1	5,4-j3,2

Реферат
Об’єктом дослідження даного курсового проекту є фрагмент електричної мережі, що включає в себе три підстанції. Одна з підстанцій живиться по двохланцюговій лінії напругою 35 кВ, а дві інші включені в замкнуте кільце районної енергосистеми. Необхідно вибрати марки трансформаторів та розрахувати параметри їх схем заміщення; знайти уточнений розподіл навантаження на всіх лініях та визначити напруги на шинах всіх

Графічна частина включає в себе розрахункові схеми зображені на аркуші формату А1. Кількість джерел за переліком використаної літератури – 3.

ЗМІСТ
ТЕХНІЧНЕ ЗАВДАННЯ……………………………………………………

РЕФЕРАТ…………………………………………………………………....

ВСТУП..............................................................................................................

1 Визначення потужності трансформаторів та параметрів їх схем заміщення. ...............................................................

1.1 Вибір марки трансформаторів та розрахунок параметрів їх схем заміщення на ПС1...........................................................................................

1.2 Вибір марки трансформаторів та розрахунок параметрів їх схем заміщення на ПС3..........................................................................................

1.3 Розрахунок попереднього розподілу навантаження та вибір перерізів проводів повітряних ліній в мережі 35 кВ....................................

1.4 Вибір марки трансформаторів та розрахунок параметрів їх схем заміщення на ПС2........................................................................................

2 РОЗРАХУНОК НОРМАЛЬНОГО РЕЖИМУ РОБОТИ ЛЕП 110 кВ……

2.1 Розрахунок попереднього розподілу навантаження в кільцевій мережі та вибір перерізів проводів ПЛ 110 кВ.............................................

2.2 Уточнений розподіл потужностей в кільцевій ЛЕП 110 кВ з урахуванням зарядних потужностей ліній......................................................

2.3 Визначення потужностей у ділянках мережі з урахуванням втрат потужностей в них при середній напрузі мережі U_СР=115 кВ....................

3 розрахунок параметрів післяаварійного режиму в кільцевій мережі напругою 110 кв..............................................................

3.1 Аварійне відключення лінії Л₁..........................................................

3.2 Аварійне відключення лінії Л₂..........................................................

3.3 Аварійне відключення лінії Л₃..........................................................

3.4 Перевірка вибраного перерізу проводів за умовами допустимого нагріву................................................................................................................
4 визначення напруг на шинах ПС1, ПС2 та ПС3 для режиму найбільших навантажень при напрузі на шинах вузлової підстанції енергосистеми U_A=112,9 кВ.................................

ВИСНОВКИ......................................................................................................

ПЕРЕЛІК ВИКОРИСТАНОЇ ЛІТЕРАТУРИ................................................…

ДОДАТОК А. Схеми розрахункової мережі з опорами ліній і трансформаторів, втратами активної та реактивної потужностей та напругами на шинах всіх підстанцій................................................................................................................
Вступ
З усіх видів енергії в народному господарстві найпоширеніша електрична енергія . Це пояснюється можливістю передачі значної кількості електроенергії на великі відстані, простотою її розподілу між користувачами та легкістю перетворення її в інші види енергії. Сучасне електропостачання промислових, комунальних та будь-яких інших споживачів електроенергії проводиться від теплових та гідравлічних електростанцій, що виробляють електричну енергію. Електростанції можуть знаходитися поблизу споживачів, проте можуть бути й віддалені від них. В будь-якому випадку передача електричної енергії здійснюється по проводам електричних ліній. Передача електроенергії відбувається при підвищеній напрузі, саме тому між електричною станцією та споживачами необхідно споруджувати підвищувальні або понижувальні підстанції.

Електроенергетичний комплекс України включає в себе великі електростанції, внутрішньосистемні та міжсистемні зв’язки у вигляді повітряних ліній та великих вузлових підстанцій вищих класів напруги, а також розвинуті електричні мережі напругою 35-150 кВ – мережі зв’язку з користувачами електроенергії. Велике значення в забезпеченні енергетичної безпеки країни мають магістральні електричні мережі. Ці мережі сформовані з використанням напруг 220-330-400(500)-750 кВ.

За період 1991-2000 рр. в електромережовому господарстві України накопилося багато проблем, що зумовили не лише погіршення показників економічної та надійної роботи ЕМ в цілому, а й зниження енергетичної безпеки країни.

Скорочення мережевого будівництва за останні роки викликано рядом причин, зокрема: значний спад електроспоживання; відмова від спорудження енергомістких підприємств; обмеження вводів генеруючих потужностей; нестача фінансів для завершення нових мережевих об’єктів.

Забезпечення енергетичної безпеки країни потребує якнайшвидшого завершення початого будівництва ПЛ, реконструкції та технічного переоснащення існуючих ПЛ та ПС. Існуючі електричні мережі, в основному, здатні задовольнити потреби української економіки, якщо продовжити строк їх служби ще на 20-30 років.

Ці питання знайшли відображення у Національній енергетичній програмі України до 2010 р., затвердженої Верховною Радою України в 1996 р..

В сучасній економічній ситуації реабілітація основних мереж України знаходиться на шляху використання ефективних засобів продовження строку їх   роботи з одночасним приведенням ліній та підстанцій до сучасного технічного рівня й забезпеченням відповідності їх діючим нормам по надійності, безпеці, дії на навколишнє середовище і т. п.

1 Визначення потужності трансформаторів та параметрів їх схем заміщення
1.1 Вибір марки трансформаторів та розрахунок їх параметрів схеми заміщення на ПС1
Знайдемо розрахункові навантаження та його модуль на ПС за формулою:

                                                 (1.1)

де – розрахункове навантаження i-тої ПС; – навантаження на стороні середньої напруги трансформатора і-тої ПС; – навантаження на стороні низької напруги трансформатора і-тої ПС.

ПС1:

Визначимо модуль розрахункового навантаження:

Встановлена потужність трансформаторів на ПС обирається за умовою (для двухтрансформаторної ПС):

                                                   (1.2)

де – модуль розрахункової потужності і-тої ПС.

Отже, знаючи потужність, можемо вибрати марку трансформаторів для ПС1 з довідника [1]. Так як отримана потужність найближча до 16 (МВА), то оберемо два трансформатори марки ТДТН-16000/110/35/10, параметри якого наведені в таблиці 1.1.

Таблиця 1.1 – Параметри трансформатора ТДТН-16000/110/35/10 на ПС1

*S_Н*, МВ∙А	*U_ВН*, кВ	*U_СН*, кВ	*U_НН*, кВ	*u_К-ВС*, %	*u_К-ВН*, %	*u_К-CН*, %	*ΔP_КЗ*, кВт	*ΔP_ХХ*, кВт	*I_ХХ*, %
16	115	38.5	6.6;11	10,5	17	6	100	23	1.0

Визначимо активні та індуктивні опори трансформатора, які приведені до напруги 110 кВ.

Схема заміщення трьохобмоткового трансформатора зображена на рисунку 1.1.

Рисунок 1.1 – Схема заміщення трьохобмоткового трансформатора
При співвідношенні потужностей обмоток трансформатора 100/100/100, його активні опори визначаються за формулами :

                                                               ,                          (1.4)

де

                                                                                               (1.5)

де - потужність короткого замикання трансформатора;                           - напруга вищої сторони трансформатора;                                   - номінальна напруга трансформатора.

, тоді

Індуктивні опори обмоток трьохобмоткового трансформатора розраховуються за формулою :

                                                                                                                   (1.6)

де - напруга короткого замикання трансформатора у %.

Проте, з урахуванням того, що значення параметру uk в цій формулі є різним для кожної з трьох обмоток розрахуємо його за наступними формулами:

                                               ,                                (1.7)

                                                ,                                (1.8)

                                                                                 (1.9)

Отже:

;

;

.

Тепер визначимо індуктивні опори всіх трьох обмоток трансформатора за формулою (1.6):

;

;

.

Розрахуємо втрати реактивної потужності холостого ходу трансформатора:

                                                                   ,                                      (1.10)

де - стум холостого ходу трансформатора у %.

У зв’язку з тим, що на ПС1 встановлено два трансформатори, а розрахунок ми проводили для одного, необхідно опори зменшити в два рази, а втрати потужності холостого ходу збільшити в два рази:

;

;

;

;

;

.

Схема з розрахованими параметрами наведена на рисунку 1.2.

Рисунок 1.2 – Еквівалентна схема заміщення двох трансформаторів на ПС1 з розрахованими параметрами
Знайдемо втрати потужності в трансформаторі на стороні низької напруги за формулами:

(1.10)

(1.11)

Аналогічно знаходимо втрати потужності на стороні середньої напруги:

Визначимо потужність, яка витікатиме з кінця вищої обмотки трансформаторів на ПС1:

Можемо знайти втрати потужностей в обмотках високої сторони трансформаторів ПС1:

,

.

Рисунок 1.3 – Еквівалентна схема заміщення двох трансформаторів на ПС1 з розрахованими втратами потужностей
Потужність, що витікає з шин 110 кВ ПС1 становитиме:

1.2 Вибір марки трансформаторів та розрахунок їх параметрів схеми заміщення на ПС3
МВА
Обираємо трансформатор марки ТМН-6300/35/10. Параметри обраного трансформатора наведені в таблиці 1.2.

Таблиця 1.2 – Параметри трансформатора ТМН-6300/35/10 на ПС3

*S_Н*, МВА	*U_ВН*, кВ	*U_НН*, кВ	*U_КЗ*, %	*ΔP_КЗ*, кВт	*ΔP_ХХ*, кВт	*I_XX*, %
6.3	35	6.3, 11	7.5	46.5	9,2	0,9

Визначимо опори трансформатора (активний та індуктивний) приведені до сторони вищої напруги – 35 кВ.

Схема заміщення двохобмоткового трансформатора зображена на рисунку 1.6.

Рисунок 1.4 – Схема заміщення трансформатора ПС3
Визначимо активний опір за формулою (1.5):

.

Індуктивний опір розрахуємо за формулою (1.6):

.

Втрати реактивної потужності холостого ходу трансформатора знаходимо по формулі (1.10):

Рисунок 1.5 – Схема заміщення трансформатора ПС3 з розрахованими параметрами

Втрати в обмотках низької сторони за формулами (1.11) та (1.12) становитимуть:

;

.

Рисунок 1.6 – Схема заміщення трансформатора ПС3 з розрахованими втратами потужності
Потужність, котра витікатиме з кінця вищої обмотки трансформатора ПС:

Потужність, що витікає з шин 35 кВ ПС3 становитиме:

.
1.3 Розрахунок попереднього розподілу навантаження та вибір перерізів проводів повітряних ліній в мережі 35 кВ
Схема заміщення лінії Л₄ зображена на рисунку 1.7.

Рисунок 1.7 – Схема заміщення повітряної ЛЕП напругою 35 кВ

Струм, що протікатиме по лінії в нормальному режимі:

(1.12)

де – номінальна напруга лінії.

За умовами механічної міцності для III-IV зони за ожеледдю мінімально допустимий переріз сталеалюмінієвого проводу складає 50 мм².

Вибираємо провід марки АС-120 для якого максимально допустимий струм за умовами нагріву, згідно [2], складає 390 А, що задовольняє умові:

390 А > 108,9 А

Параметри для проводу марки АС-120: ; ; середньогеометрична відстань між фазними проводами ПЛ: .

Визначимо погонний індуктивний опір для обраного проводу за формулою:

(1.13)

Розрахуємо активний та індуктивний опір лінії Л₄:

Еквівалентна схема заміщення з розрахованими параметрами наведена на рисунку 1.8.

Рисунок 1.8 – Еквівалентна схема заміщення двохланцюгової повітряної ЛЕП напругою 35 кВ з розрахованими параметрами

Знайдемо втрати потужності в лінії по формулам (1.10) и (1.11):

Рисунок 1.9 – Еквівалентна схема заміщення повітряної ЛЕП напругою 35 кВ з розрахованими втратами потужностей
Знайдемо потужність, яка витікає з шин 35 кВ ПС2:

1.4 Вибір марки трансформаторів та розрахунок їх параметрів схеми заміщення на ПС2

Оскільки на ПС2 паралельно працює два трансформатори, то:

Обираємо трансформатори марки ТДТН 40000/110. Параметри обраного трансформатора наведені в таблиці 1.3.

Таблиця 1.3 – Параметри трансформатора ТДТН 40000/110 на ПС2

*S_Н*, МВ∙А	*U_ВН*, кВ	*U_СН*, кВ	*U_НН*, кВ	*u_К-ВС*, %	*u_К-ВН*, %	*u_К-CН*, %	*ΔP_КЗ*, кВт	*ΔP_ХХ*, кВт	*I_ХХ*, %
40	115	38,5	11	17	10,5	6	200	43	0,6

Визначимо активні та індуктивні опори трансформатора, які приведені до напруги 110 кВ.

Схема заміщення трьохобмоткового трансформатора зображена на рисунку 1.10.

Рисунок 1.10 – Схема заміщення трьохобмоткового трансформатора
Визначимо активні опори трансформатора за формулами (1.4) і (1.5):

Індуктивні опори та значення параметру uk розрахуємо за формулами (1.6)-(1.9):

Розрахуємо втрати реактивної потужності холостого ходу трансформатора за формулою (1.10):

Оскільки на ПС2 паралельно працює два трансформатори, то необхідно розраховані опори зменшити в два рази, а втрати потужності холостого ходу збільшити в два рази:

Еквівалентна схема заміщення з розрахованими параметрами наведена на рисунку 1.11.

Рисунок 1.11 – Еквівалентна схема заміщення двох трансформаторів на ПС2 з розрахованими параметрами
Знайдемо втрати потужності в трансформаторі на стороні низької напруги за формулами (1.11) і (1.12):

Аналогічно знаходимо втрати потужності на стороні середньої напруги:

Потужність, що витікатиме з кінця вищої обмотки трансформаторів ПС2:

Знайдемо втрати потужності на стороні високої напруги:

Рисунок 1.12 – Еквівалентна схема заміщення двох трансформаторів на ПС2 з розрахованими втратами потужностей
Потужність, що витікає з шин 110 кВ ПС2 становитиме:

2 Розрахунок попереднього розподілу навантаження та вибір перерізів проводів повітряних ліній в мережі 110кВ
2.1 Розрахунок потокорозподілу в кільцевій мережі напругою 110кВ

Рисунок 2.1 – Структура кільцевої мережі напругою 110 кВ
Складемо розрахункову схему мережі. Для цього кільцеву мережу напругою 110 кВ представимо у вигляді лінії з двостороннім живленням (рисунок 2.2).

Рисунок 2.2 – Розрахункова схема кільцевої мережі напругою 110кВ з двостороннім живленням
При розрахунку попереднього потокорозподілу припустимо, що мережа однорідна і переріз проводів по всій довжині однаковий, тобто відношення реактивного опору до активного на всіх ділянках є величиною постійною. Отже, можемо знайти навантаження S_А-1 і S_A1-2 за наступними формулами:

                                      (2.1)

                                      (2.2)

                                      (2.3)

                                      (2.4)

За першим законом Кірхгофа для вузла 2:

Для того, аби перевірити правильність виконаних розрахунків запишемо вираз першого закону Кірхгофа для 1-го вузла:

Рисунок 2.3 – Попередній розподіл потужностей в мережі напругою 110 кВ
Визначимо струми, які протікають в лініях Л₁, Л₂, та Л₃ за формулою (1.13):

Оскільки розраховані потужності, що протікають в лініях Л1 та Л2 перевищують 20 (МВА), то приймаємо однаковий переріз проводів для цих ділянок лінії, на Л3 менший. Згідно [2] для ліній Л1 Л2 110 кВ обираємо переріз проводу марки АС-240, для лінії Л3 – АС-120.

Параметри для проводу марки АС-120: ; ; середньогеометрична відстань між фазними проводами ПЛ:

Параметри для проводу марки АС-240: ; ; середньогеометрична відстань між фазними проводами ПЛ:

Визначимо погонний індуктивний опір для обраних перерізів проводів за формулою (1.14):

Рисунок 2.4 – Схема заміщення лінії 110 кВ

Розрахуємо активні та реактивні опори ліній Л₁, Л₂, та Л₃:

Погонна ємнісна провідність визначається за формулою:

                                                  (2.5)

Зарядну потужність визначимо за формулою:

                                                   (2.6)

Визначимо зарядну потужність для кожної лінії за формулою:

                                                   (2.7)

Рисунок 2.5 – Попередній розподіл потужностей в мережі напругою 110 кВ з розрахованими параметрами ліній та їх зарядними потужностями

Враховуючи зарядні потужності ліній отримаємо:

Схема заміщення мережі 110 кВ, з урахуванням зарядних потужностей ліній, представлена на рисунку 2.6.

Рисунок 2.6 – Схема заміщення мережі 110 кВ з урахуванням зарядних потужностей ліній

3 Уточнений потокорозподіл потужностей з урахуванням параметрів схеми заміщення ліній

Рисунок 3.1 – Схема заміщення мережі напругою 110 кВ для розрахунку уточненого потокорозподілу
Для розрахунку розподілу потужностей в лінії з двостороннім живленням користуються наступними формулами:

                       (3.1)

                      (3.2)

де – активна провідність; – реактивна провідність.

Активну та реактивну провідності розрахуємо за формулами:

                                               (3.3)

                                               (3.4)

де – сума всіх активних опорів ліній даної мережі; – сума всіх реактивних опорів ліній даної мережі.

Отже, визначимо активну та реактивну провідності:

Отже, знаючи провідності можемо визначити уточнений потокорозподіл потужностей:

Рисунок 3.2 – Схема заміщення мережі напругою 110 кВ з уточненим потокорозподілом

4 Уточнений потокорозподіл на ділянках мережі з урахуванням втрат в лініях при напрузі мережі U=115 кВ

Рисунок 4.1 – Схема заміщення мережі напругою 110 кВ з уточненим потокорозподілом
Розрахуємо втрати потужностей в лініях за наступними формулами:

(4.1)

(4.2)

де та – втрати активної та реактивної потужностей відповідно на і-ій лінії; – значення уточненої потужності, що протікає на і-ій лінії; та – активний та індуктивний опори і-тих ліній.

Знайдемо потужність, що протікає на початку лінії Л₂:

Знайдемо потужність, що протікає на початку лінії Л₃:

Знайдемо потужність, що протікає в кінці лінії Л₁:

Тепер можемо визначити втрати потужності в лінії Л₁:

Знайдемо потужність, що протікає на початку лінії Л₁:

Потужність, що витікатиме з енергосистеми в кільцеву мережу складатиме:

Схема мережі з уточненим потокорозподілом на ділянках з урахуванням втрат в лініях при середній напрузі U_ср=115кВ наведена на рисунку 4.2.

Рисунок 4.2 – Схема мережі з уточненим потокорозподілом при середній напрузі U_ср=115 кВ

5 Аварійний режим
5.1 Аварійне відключення лінії Л₁

Рисунок 5.1 – Схема заміщення мережі напругою 110 кВ з відключеною

лінією Л₁
Враховуючи зарядні потужності в лініях схема матиме вигляд, зображений на рисунку 5.2.

Рисунок 5.2 – Схема заміщення мережі напругою 110 кВ з відключеною лінією Л₁, з урахуванням зарядних потужностей ліній
Визначимо втрати потужності в лінії Л₃:

Визначимо потужність, що протікає на початку лінії Л₃:

Визначимо потужність, що протікає в кінці лінії Л₂:

Визначимо втрати потужності в лінії Л₂:

Потужність, що витікатиме з енергосистеми в кільцеву мережу складатиме:

5.2 Аварійне відключення лінії Л₂

Рисунок 5.3 – Схема заміщення мережі напругою 110 кВ з відключеною

лінією Л₂

Враховуючи зарядні потужності в лініях схема матиме вигляд, зображений на рисунку 5.4.

Рисунок 5.4 – Схема заміщення мережі напругою 110 кВ з відключеною лінією Л₂, з урахуванням зарядних потужностей ліній
Визначимо втрати потужності в лінії Л₃:

Визначимо потужність, що протікає на початку лінії Л₃:

Визначимо потужність, що протікає в кінці лінії Л₁:

Визначимо втрати потужності в лінії Л₁:

Потужність, що витікатиме з енергосистеми в кільцеву мережу складатиме:

5.2 Аварійне відключення лінії Л₃

Рисунок 5.5 – Схема заміщення мережі напругою 110 кВ з відключеною

лінією Л₃

Враховуючи зарядні потужності в лініях схема матиме вигляд, зображений на рисунку 5.6.

Рисунок 5.6 – Схема заміщення мережі напругою 110 кВ з відключеною лінією Л₃, з урахуванням зарядних потужностей ліній
Визначимо втрати потужності в лінії Л₁:

Визначимо потужність, що протікає на початку лінії Л₁:

Визначимо втрати потужності в лініїЛ₂:

Визначимо потужність, що протікає на початку лінії Л₂:

Потужність, що витікатиме з енергосистеми в кільцеву мережу складатиме:

5.4 Перевірка обраного перерізу провода за умовами допустимого нагріву
Розрахуємо струми, що протікають в лініях Л₁, Л₂, Л₃ при аварійному відключенні однієї з них. Результати розрахунків представимо у вигляді таблиці 5.1.

Аварійне відключення лінії Л₁:

Аварійне відключення лінії Л₂:

Аварійне відключення лінії Л₃:

Таблиця 5.1 – Значення струмів у нормальному та аварійному режимах

	I_Л1 , А	I_Л2 , А	I_Л3 , А
Нормальний режим	162	181.6	50.08
Відключена лінія Л₁	0	364.255	105.915
Відключена лінія Л₂	374.365	0	251.541
Відключена лінія Л₃	238.722	104.918	0

На ділянках ліній Л₁, Л₂ вибраний переріз проводу марки АС-240 має максимально допустимий струм за умовами нагріву, згідно [2], 605А, а на ділянці Л3 вибраний переріз проводу марки АС-120 має максимально допустимий струм за умовами нагріву 375А. Порівнюючи ці значення зі струмами таблиці 5.1, бачимо, що вибраний переріз задовольняє умові.

6 Розрахунок напруги на шинах всіх підстанцій при U_A=11
2
,
9
кВ
Так як нам відома напруга пункту живлення (згідно з варіантом U_А=112,9 кВ), розрахунок будемо вести за умовами початку за формулою:

(6.1)

де – комплексна напруга, яку потрібно визначити; – комплексне значення відомої напруги в певній точці мережі; – активний та реактивний опори ділянки лінії; – активна та реактивна потужності, що протікають на ділянці лінії.

В даній формулі враховується лише повздовжня складова напруги, так як поперечна складова незначна.

Рисунок 6.1 – До розрахунку напруг в точках мережі
Знайдемо значення напруг на шинах всіх підстанцій.

Рисунок 6.2 – Схема заміщення кільцевої мережі для розрахунку значень напруг на шинах 110 кВ ПС1 и ПС2
Падіння напруги на лінії Л₁:

Значення напруги на стороні 110 кВ ПС1:

Падіння напруги на лінії Л₂:

Значення напруги на стороні 110 кВ ПС2:

Перевірка

Падіння напруги на лінії Л₃:

Значення напруги на стороні 110 кВ ПС2:

Рисунок 6.3 – Еквівалентна схема заміщення двох трансформаторів на ПС2 для розрахунку значень напруг на стороні 35 і 10 кВ
Падіння напруги на стороні високої напруги трансформатора:

Напруга в нульовій точці трансформатора:

Падіння напруги на стороні низької напруги трансформатора:

Приведемо до напруги 10 кВ:

Падіння напруги на стороні середньої напруги трансформатора:

Приведемо до напруги 35 кВ:

Рисунок 6.4 – Еквівалентна схема заміщення лінії Л₄ для розрахунку значення напруги на стороні 35 кВ ПС3
Падіння напруги на лінії Л₄:

Значення напруги на стороні 35 кВ ПС3:

Рисунок 6.5 – Еквівалентна схема заміщення трансформатора на ПС3 для розрахунку значення напруги на стороні 10 кВ
Падіння напруги на стороні високої напруги трансформатора:

Приведемо до напруги 10 кВ:

Рисунок 6.6 – Еквівалентна схема заміщення двох трансформаторів на ПС1 для розрахунку значень напруг на стороні 35 і 10 кВ
Падіння напруги на стороні високої напруги трансформатора:

Напруга в нульовій точці трансформатора:

Падіння напруги на стороні низької напруги трансформатора:

Приведемо до напруги 10 кВ:

Падіння напруги на стороні середньої напруги трансформатора:

Приведемо до напруги 35 кВ:

Отримані значення напруг на шинах всіх підстанцій представимо у вигляді таблиці 6.1

Таблиця 6.1 – Значення напруг на шинах ПС при U_А=112,9 кВ

	U⁽¹¹⁰⁾, кВ	∆U⁽¹¹⁰⁾, %	U⁽³⁵⁾, кВ	∆U⁽³⁵⁾, %	U⁽¹⁰⁾, кВ	∆U⁽¹⁰⁾, %
ПС1	109,2	0,72	35,4	0,11	9,97	0,25
ПС2	106,8	2,9	33,8	3,4	9,78	2,2
ПС3			31,43	7	9,39	6

Як бачимо, в режимі максимальних навантажень значення напруг на шинах споживачів усіх підстанцій не перевищують регламентованих значень.

Висновки
При виконанні курсового проекту ми спроектували електричну мережу напругою 110/35/10 кВ у відповідності до завдання. По заданим навантаженням споживачів ми визначили потужності трансформаторів та підібрали відповідні марки. Також визначили активні та реактивні опори обраних трансформаторів всіх підстанцій й привели їх до напруги 110 кВ.

Після розрахунку попереднього розподілу навантаження, обрали марки проводів повітряних ліній й перевірили їх за нагрівом. Вибрані нами перерізи задовольняють умовам за нагрівом у після аварійному режимі, тобто, після виходу з ладу однієї з лінії, пропускна здатність тих ліній, що залишилися в роботі, дозволяє здійснити електропостачання всіх підключених до неї споживачів.

Визначивши напругу на шинах споживачів всіх підстанцій для режиму найбільших навантажень, побачили, що отримані результати перебувають у допустимих значеннях.

Перелік використаної літератури
1        Справочник по проектированию электроэнергетических систем/В. В. Ершевыч, А.Н. Зейлигер, Г. А. Илларионов и др.; под ред. С. С. Рокотяна и И. М. Шапиро. – 3-е изд., перероб. и доп. – М.: Энергоатомиздат, 1985. – 352 с.

2        Правила устройства электроустановок. - Шестое издание, переработанное и дополненное.

3        Бабушкин В. М., Нейман В. А., Чевычелов В. А. Электрические сети: развитие, новые решения. Пособие для энергетиков / / – Киев: Энергетика и электрификация. 2002 – 168 ст.

Додаток А

Схеми розрахункової мережі з опорами ліній і трансформаторів, втратами активної та реактивної потужностей та напругами на шинах всіх підстанцій

Рисунок А.1 – Схема розрахункової мережі з опорами ліній та трансформаторів
Примітка: розрахункові опори на рисунке А.1 вказані в (Ом);

Bukvasha