Скачать .docx  

Курсовая работа: Электрические сети (110/35/10 кВ)

Министерство образования и науки Республики Казахстан

Карагандинский политехнический колледж.

РАСЧЁТ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ

110/35/10 кВ

Пояснительная записка

ПКЭК 2103002.005 – 22ПЗ

Руководитель проекта:

Ахметов С.К.

Выполнил учащийся

Группы ЭСП-06з

Туменбаев К.И.

2009


СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

1.ВЫБОР ВАРИАНТОВ СХЕМ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ И ТРАНСФОРМАТОРОВ

1.1.Определение электрических нагрузок

1.2.Выбор вариантов схем электроснабжения

1.3.Выбор силовых трансформаторов и автотрансформаторов

1.4.Определение потерь мощности в силовых трансформаторах и автотрансформаторах

2.ВЫБОР СЕЧЕНИЯ ПРОВОДОВ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ И ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПОТЕРЬ ЭНЕРГИИ В НИХ

2.1.Выбор сечения проводов ВЛ

2.2.Определение потерь энергии в ВЛ

3.ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ СРАВНЕНИЕ ВАРИАНТОВ

4.ЭЛЕКТРИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ СЕТИ

4.1.Порядок электрического расчета сети

4.2. Составление схемы замещения и определение параметров сети

4.3 Определение расчетных нагрузок на шинах подстанции.

4.4 Определение расчетных нагрузок на участках ЛЭП

4.5.Определение напряжения на шинах подстанции

В максимальном режиме

В минимальном режиме

Аварийный режим

4.6.Выбор способа регулирования напряжения и определение коэффициента трансформации.

В максимальном режиме

В минимальном режиме

В аварийном режиме

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

Введение

Любую развитую страну мира немыслимо представить себе без мощной электроэнергетики – одной из основных отраслей промышленности, охватывающей производство электроэнергии, её передачу, распределение и потребление.

Электроэнергетическая база Казахстана начала создаваться в 30-х годах ХХ века. По плану ГОЭЛРО должны быть созданы ряд гидроэлектростанций в районе Алматы и Восточном Казахстане.

Строились небольшие электростанции при фабриках, заводах, нефтепромыслах и рудниках. Доля Казахстана в общесоюзном производстве в 1940 г. – 1,3%, а в 1950 г. – менее 3%.

В 50-х годах строились ведомственные электростанции при крупных предприятиях. Так в 1950 г. более 80% электроэнергии вырабатывалось промышленными и районными станциями (из-за финансовых, материальных и трудовых ресурсов).

После 50-х годов проводится работа по централизации энергообеспечения республики. В 1950-60 гг. сданы: Жезказганска ТЭЦ, Усть – Каменогорская ГЭС, агрегат Бухтарминской ГЭС и расширяются мощности дейсвующих электростанций. В 1966-70 гг. закончено сооружение Шардаринской ГЭС, начато строительство Капчагайской ГЭС и Жамбыльской ГРЭС. Построен линии электропередач Алматы – Бишкек – Жамбыл.

В 1971-75 гг. Энергетическая база республики пополнилась Аксуйской ГРЭС и Капчагайской ГЭС. В 1973 г. вступила в строй атомная электростанция в г. Актау мощностью 150 тыс.кВт электроэнергии.

За период 1976-80гг. были введены два энергоблока Экибастузской ГРЭС. Началось строительство Шульбинской ГЭС мощностью 1350 тыс. кВт. В 1981-85 гг. освоена проектная мощность Экибастузской ГРЭС– 1 и ввод в действие энергоблоков на ГРЭС– 2, Шульбинской ГЭС. Ввод последних позволял оросить более 400 тыс. га земель Павлодарской и Восточно-Казахстанской областей, сенокосы и пастбища в пойме р.Иртыш. Намечалось строительство энергоблока сверхвысокого напряжения Экибастуз –Урал – Центр.

Чтобы энергетические системы и сети надежно и экономично работали надо понимать сложные процессы в линиях сверхвысоких, высоких и др. напряжений. Надо уметь правильно эти сети проектировать: выбирать наиболее экономичные и надежные схемы и конфигурации, рациональные напряжения, оптимальные сечения проводов, число и мощность трансформаторов, мощность и место расположения компенсирующих устройств и так далее. Надо знать методы расчетов нормальных и аварийных режимов работы: мощность (или токи) на отдельных участках сети, мощность и напряжения в узлах системы для различных систем; потери мощности, которые иногда достигают 10-15% от всей передаваемой мощности в системе и обходятся государству в миллионы тенге.


1.ВЫБОР ВАРИАНТОВ СХЕМ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ И ТРАНСФОРМАТОРОВ

1.1.Определение электрических нагрузок

В задании на курсовое проектирование даны значения активных нагрузок и коэффициентов мощности для каждого потребителя в максимальном и минимальном режиме при соответствующих напряжениях.

По этим данным следует определить реактивные и полные нагрузки по подстанциям

Расчеты выполняются по следующим соотношениям:

(1.1.)

(1.2.)

Таблица1. Параметры потребителей электрической сети

Максимальный режим Минимальный режим
U1 110 кВ

U2

35 кВ

U3

10 кВ

U1

110 кВ

U2

35кВ

U3

10 кВ

P

Q

S

P

Q

S

P

Q

S

P

Q

S

P

Q

S

P

Q

S

МВт МВар МВ∙А МВт МВар МВ∙А МВт МВар МВ∙А МВт МВар МВ∙А МВт МВар МВ∙А МВт МВар МВ∙А
1 32 15,4 35,5 - - - 20 9,6 22,2 30 16,1 34 - - - 10 5,3 11,3
2 - - - 25 12 27,7 16 7,6 17,7 - - - 15 8 17 6 3,2 6,8
3 26 12,5 28,8 18 8,7 20 12 5,7 13,3 16 8,63 18,8 8 4,31 9 7 3,7 7,95
4 - - - - - - 17 8,02 18,8 - - - - - - 8 4,3 9

1.2.Выбор вариантов схем электроснабжения

При проектировании предварительно намечаются несколько вариантов (5- 6) схем электрической сети.

Затем, в результате рассуждений, простейших прикидок и сравнений (по общей длине линий, по типу трансформаторов, по моменту нагрузок) выбирают две схемы для дальнейшего расчета.

Можно выбрать несколько вариантов схем электрической сети из радиальных, кольцевых и смешанных схем.

Рисунок №1 Варианты схем электрической сети.

L1=1,5 cм =22,5км; L2=2,7см =40,5км; L3=3,2см =48км; L4=3,3см =49,5

L5=1,4см = 21км; L6=1,9см = 28,5км; L7=1,5см = 22,5км

По полученным суммарным данным выбираются 2 и 4 вариант.


1.3.Выбор силовых трансформаторов и автотрансформаторов

Согласно заданию на каждой подстанции имеются потребители I, II категории, нужно установить два взаимно регулируемых трансформаторов. И рассчитывать по формуле:

(1.3)

Рисунок №2 Схемы электрической сети

I-Вариант

Выбираем ТДН 16000/110

Выбираем ТДТН 40000/110

Выбираем ТДТН 25000/110

Выбираем ТД 16000/35

II-Вариант

Выбираем ТДН 16000/110

Выбираем ТДТН 40000/110

Выбираем ТДТН 25000/110

Выбираем ТДН 16000/110

Номинальные мощности трансформаторов, автотрансформаторов и их технические характеристики принимаются по техническим справочникам и сводятся в таблицу


Таблица 2. Технические данные силовых трансформаторов, автотрансформаторов

Тип Ном. мощ.щ МВА

Ном. напр.

кВ

Потери мощн. кВт Напр. К.З.% Ток х.х. %
ХХ К.З.
ВН СН НН ВН - СН ВН- НН СН- НН ВН-СН ВН- НН СН - НН
1

ТДН

16000/110

16 115 - 11 18 - 85 - - 10,5 - 0,7
2

ТДТН

40000/110

40 115 38,5 11 39 - 200 - 10,5 17,5 6,5 0,6
3

ТДТН

25000/110

25 115 38,5 11 28,5 - 140 - 10,5 17,5 6,5 0,7
4

ТД

16000/35

16 38,5 - 10,5 21 - 90 - - 8 - 0,6

1.4.Определение потерь мощности в силовых трансформаторах и автотрансформаторах

Потери мощности в двухобмоточных трансформаторах определяются по формуле (1.4)

Где -потери активной мощности в трансформаторе,

-потери реактивной мощности в трансформаторе.

Потери активной и реактивной мощностей в n параллельно работающих трансформаторах определяются по формулам:

(1.5)

Где n – число параллельно работающих трансформаторов;

- потери холостого хода, из таблицы 2

- потери короткого замыкания, из таблицы 2

- нагрузка трансформаторов в максимальном режиме

- номинальная мощность трансформатора, из таблицы 2

(1.6)

Где - ток холостого хода, из таблицы 2

- напряжение короткого замыкания, % из таблицы 2

Потери мощности в 3-обмоточных трансформаторах и автотрансформаторах.

Полные потери определяются по формуле (1.4).

Потери активной мощности определяется по формуле (1.7):

Где ,,- потери активной мощности соответственно в обмотках высшего, среднего и низшего напряжений. Для 3-обмоточных трансформаторов 110/35/10 кВ расчет потерь к.з. ведется по формуле:

===0,5 (1.8)

Потери реактивной мощности определяется по формуле (1.9):

Где ,,- напряжение коротких замыканий соответственно обмоток высшего, среднего и низшего напряжений, определяются из соотношений:

(1.10)

(1.11)

(1.12)

Определение потерь активной энергии в трансформаторах:

В 2-обмоточных трансформаторах

(1.13)

В 3-обмоточных трансформаторах по формуле (1.14)

Данные расчетов сводятся в таблицу №3

I-Вариант

1-подстанция для трансформатора ТДН 16000/110

3-подстанция для трансформатора ТДТН 25000/110

===0,5*140=70

Результаты расчетов остальных подстанции приведены в таблице №3

II–Вариант

4-подстанция Для трансформатора ТДН 16000/110

2-подстанция для трансформатора ТДТН 40000/110

===0,5*200=100

Результаты расчетов остальных подстанции приведены в таблице №3


Таблица №3. Потери мощности и энергии в трансформаторах

Вариант

п/ст

Тип

МВт

МВар

МВА

МВт∙ч

1 1 ТДН 16000/110 0,36 1,8 18,35 601695,8
2 ТДТН 40000/110 0,28 6,28 6,28 1411834
3 ТДТН 25000/110 0,151 2,96 2,96 858021
4 ТД 16000/35 0,29 1,07 1,409 3915976
2 1 ТДН 16000/110 0,36 1,8 1,83 601695,8
2 ТДТН 40000/110 0,76 3,5 3,5 1026875
3 ТДТН 25000/110 0,151 2,96 2,96 858021
4 ТДН 16000/110 0,27 1,38 1,4 538306

2.ВЫБОР СЕЧЕНИЯ ПРОВОДОВ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ И ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПОТЕРЬ ЭНЕРГИИ В НИХ

2.1.Выбор сечения проводов ВЛ

Сечения проводов в районных электрических сетях выбираются методом экономической плотности тока:

(2.1)

Для одноцепных линий: - определяется по формуле:

(2.2)

Для двухцепной линий:

(2.3)

Где n – число параллельно работающих линий.

j – суммарная нагрузка на линии с учетом потерь в трансформаторах в максимальном режиме, МВА

Выбранное сечение проверяют на нагрев в случае аварийного обрыва проводов. Условие проверки:

Для разомкнутой сети аварийным принимается режим обрыва одной цепи.

(2.4)

где - максимальный ток при аварийном режиме, А;

- допустимый ток провода, А.

Для кольцевой сети рассматривают два случая аварии; обрыв ВЛ на головных участках поочередно и соответственно определяют:

(2.5)

где - нагрузка головного участка сети при обрыве ВЛ.

Выбранные сечения ВЛ должны обладать устойчивостью к возникновению коронного разряда. Поэтому, согласно ПУЭ, минимально допустимые сечения на U=110kB – AC-70, U=220kB – AC-240;

Для выбранных сечений ВЛ заполняется таблица №4

I – Вариант

Так как получается нереальные провода в дальнейшем будем решать по варианту № 6.

Выбираем АС 185/24

Выбираем АС 150/19

Рисунок №3

Выбираем АС 185/24

Выбираем АС 95/16

Выбираем АС 240/39

II – Вариант

Рисунок №4

Выбираем 2×АС 185/24

Выбираем АС 95/16

Выбираем АС 240/32

Рисунок №5

Выбираем АС 185/24

Выбираем АС 95/16

Выбираем АС 240/39

Выбранные сечения проверяются на нагрев.

I – Вариант

Рисунок №6

Выбираем АС 185/24

Выбираем вместо АС 95/16 провода АС 120/19

II – Вариант

Рисунок №7

Выбираем вместо АС 70/11 провода АС 95/16

Таблица 4 Параметр воздушных линий

№ варианта

Участок

ВЛ

Длина

км

U,кВ Марка провода

ro

Ом/км

R, Ом
I 0-1 22,5 110 АС 185/24 0,154 1,73
0-2 40,5 110 АС 150/19 0,195 3,94
0-4 49,5 110 АС 185/24 0,154 7,63
4-3 22,5 110 АС 120/19 0,245 5,51
3-0 48 110 АС 240/39 0,122 5,85
II 0-1 22,5 110 АС 185/24 0,164 3,69
1-2 21 110 АС 95/16 0,245 5,14
2-0 40,5 110 АС 240/32 0,118 4,77
0-4 49,5 110 АС 185/24 0,154 7,63
4-3 22,5 110 АС 120/19 0,245 5,51
3-0 48 110 АС 240/39 0,122 5,85

2.2.Определение потерь энергии в ВЛ

Потери активной энергии в ВЛ определяется по формуле:

(2.6)

где - потери активной мощности в ВЛ;

(2.7)

где R – активное сопротивление линии, см. таблица 4;

- время максимальных потерь, часов. Определяется по типовому графику в зависимости от Tmax bcosφ.

I – Вариант

II – Вариант


3.ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ СРАВНЕНИЕ ВАРИАНТОВ

Для определения наиболее выгодного варианта электрической сети применили метод приведенных затрат. Приведенные затраты З определяются из соотношения:

(3.1)

где рн – нормативный коэффициент эффективности, равный 0,12

К – капиталовложения определяются по укрупненным показателям стоимости электрооборудования и сооружения воздушных линий.

Суммарные капиталовложения по электрической сети определяются:

(3.2)

где - капиталовложения на сооружение подстанций, тыс. тг.

- капиталовложения на сооружение воздушных линий, тыс. тг.

Годовые эксплуатационные расходы определяются по формуле:

(3.3)

где - ежегодные отчисления на амортизацию электрооборудования, тыс.тг.

Состоят из амортизационных отчислений подстанций и линий электропередач:

(3.4)

(3.5)

(3.6)

где и - нормы ежегодных отчислений на амортизацию, %.

- ежегодные отчисления на ремонт и обслуживание, тыс.тг.

Определяются по формуле (3.7):

где и - нормы ежегодных отчислений на ремонт и обслуживание ЛЭП, %.

- стоимость годовых потерь электроэнергии, тыс.тг. Определяются по формуле

(3.8)

где - стоимость 1-го кВт∙ч, потерь электроэнергии, тг/кВт∙ч

, - годовые потери в линиях электропередач кВт∙ч.

Более экономичным считается вариант с наименьшими приведенными затратами. При разнице приведенных затрат в пределах 5%, варианты считаются экономически равноценными, поэтому следует выбрать вариант более надежный, удобный для эксплуатации в различных режимах работы, перспективный для дальнейшего развития и т.д.

Технико-экономический расчет сводится в таблицы №5, 6, 7.

Таблица 5 Капитальные затраты на сооружение подстанций

Тип

оборудования

Стоимость

тыс.тг.

Варианты
I-вариант II-вариант

Колич.

шт.

Общая

стоимоть

тыс.тг.

Колич.

шт.

Общая

стоимоть

тыс.тг.

ТДН 16000/110 7200 4 28800 4 28800
ТДТН 40000/110 14160 2 28320 2 28320
ТДТН 25000/110 10845 2 21690 2 21690

ОРУ 110 кВ более

менее

3450

4500

16

6

55200

27000

16

6

55200

27000

ОРУ 35 кВ более

менее

1050

900

15 15750 15 15750
КРУ 10 кВ 285 12 3420 12 3420
Постоянная часть затрат

43500

31500

37500

48000

1

1

1

1

43500

31500

37500

48000

1

1

1

1

43500

31500

37500

48000

Итого 340680 340680

Таблица 6 Капитальные затраты на сооружение линий электропередач

Участок

цепи

Напр.

кВ

Кол.

цепей

Марка

Тип

опор

Длина

км.

Район

по гол.

Стоим.

1км.

тыс.тг

Общ.

стоим.

тыс.тг.

I 0-1 110 2 АС-185/24 стальные 22,5 I 4170 93825
0-2 110 2 АС-150/19 40,5 3855 156127
0-4 110 1 АС-185/24 49,5 2610 129195
4-3 110 1 АС-120/19 22,5 2340 52650
3-0 110 1 АС-240/39 48 2805 134640
II 0-1 110 1 АС-185/24 стальные 22,5 I 2610 58725
1-2 110 1 АС-96/16 21 2220 46620
2-0 110 1 АС-240/32 40,5 2805 113602
0-4 110 1 АС-185/24 49,5 2610 129195
4-3 110 1 АС-120/19 22,5 2340 52650
3-0 110 1 АС-240/39 48 2805 134640
I Итого 566245
II Итого 535425

Таблица 7 Технико-экономические показатели вариантов электрической сети

Капитальные

затраты

Отчисл. на амортизац.

тыс.тг.

Отчисл. на

ремонт и обсл. тыс.тг

Стоимость потерь эл.эн

тыс.тг

Годовые

экспл.

Издержки

тыс.тг

Расчетные затраты

тыс.тг

I

906925

33349,3 12485,3 20204,6 66039,2 174870,2
II

876105

32609,64 12362,1 17826,75 62798,4 167931

I – вариант

II – вариант

Выбираем вариант путем их сравнения. Второй вариант экономичнее первого варианта на 4% и надежнее, поэтому дальнейший расчет производится по второму варианту.


4.ЭЛЕКТРИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ СЕТИ

Цель электрического расчета – определение активных, реактивных мощностей, напряжений на всех участках сети с учетом потерь и выбор РПН на всех подстанциях в нормальном и в аварийном режиме.

Нормальным режимом называют, когда в работе находятся все элементы сети-линии и трансформатора.

Расчет нормального режима производится при максимальных и минимальных нагрузках согласно заданию на курсовое проектирование.

За аварийный принимается режим работы электрической сети с максимальной нагрузкой при наиболее тяжелом виде аварии. Как правило, при отключении наиболее нагруженной воздушной линии.

4.1.Порядок электрического расчета сети

Для расчета электрической сети составляют схему замещения электрической сети с учетом трансформаторов и воздушных линий.

Определяют мощности и напряжения в каждой точке сети в максимальном, минимальном и аварийном режимах. Данные расчета необходимо показать на схеме замыкания.

4.2. Составление схемы замещения и определение параметров сети

- активное сопротивление трансформатора, определяется по формуле:

(4.1)

- номинальное напряжение трансформатора со стороны питания, кВт.

- номинальная полная мощность трансформатора, Ом.

Определяется из соответствия:

(4.2)

Для трехобмоточных трансформаторов определяются сопротивления для каждой обмотки по анологичным формулам.

4.3 Определение расчетных нагрузок на шинах подстанции.

Нагрузка на шинах низшего напряжения ,

высшего напряжения .

Мощность, поступающая в обмотку трансформатора:

(4.3)

где и потери мощности в обмотках трансформатора

(4.4)

(4.5)

Мощность поступающая в трансформатор

где - потери активной мощности в стали трансформатора,

(4.6)

- потери реактивной мощности в стали трансформатора.

Мощность приведенная к линиям ВН п/ст.

(4.7)

В случае отсутствия потребителя на шинах высшего напряжения

(4.8)

Расчетная мощность подстанции

(4.9)

где , - зарядная мощность лини, проходящая к подстанции.

(4.10)

В связи с установкой на п/ст трехобмоточного трансформатора определяются потери мощностей в трех обмотках трансформаторов:

Мощность поступающая в обмотку НН трансформатора:

(4.11)

Мощность поступающая в обмотку СН трансформатора:

(4.12)

Мощность поступающая в обмотку ВН трансформатора:

(4.13)

4.4 Определение расчетных нагрузок на участках ЛЭП

- расчетная нагрузка подстанции мощность конца звена

Мощность начала звена ЛЭП

(4.14)

где - потери мощности в ЛЭП

(4.15)

(4.16)

Весь расчет потерь мощности сводим в таблицу №8 и в таблицу №9


Таблица №8

Баланс мощностей при максимальной, минимальной и аварийной нагрузке.

Мощности и потери мощностей, МВ*А Кольцо 1 - 2 Кольцо 3 - 4

I

подстанция

II

подстанция

III подстанция IV подстанция

Мощность

потребителей

с шин 10 кВ

Макс. 20 + j9,6 16 + j7,6 12 + j5,7 17 + 8,02
Мин. 10 + j5,3 6 + j3,2 7 + j3,7 8 + j4,3
Авар. 20 + j9,6 16 + j7,6 12 + j5,7 17 + 8,02

Потери

мощности в

обмотке 10кВ

Макс. 0,009+j0,26 0,009+j0,23
Мин. 0,0014+j0,038 0,003+j0,085
Авар. 0,009+j0,26 0,009+j0,23
Потери мощн. в обмотках трансформатора Макс. 0,081+j1,61 0,058+j1,15
Мин. 0,02+j0,41 0,0136+j0,27
Авар. 0,081+j1,61 0,058+j115,

Мощность

начала звена

обмотки 10 кВ

Макс. 16,009+ j 7,86 12,009+ j 6
Мин. 6,0014+j3,2 7+j3,85
Авар. 16,009+ j7,86 12,009+j6

Мощность

потребителей

с шин 35 кВ

Макс. 25 + j12 18 + j8,7
Мин. 15 + j8 8 + j4,31
Авар. 25 + j12 18 + j8,7

Потери

мощности в

обмотке 35кВ

Макс. 0,023+j0 0,02+j0
Мин. 0,009+j0 0,0046+j0
Авар. 0,023+j0 0,002+j0

Мощность

начала звена

обмотки 35 кВ

Макс. 25,023+j12,09 18,02+j8,71
Мин. 15,009+j8,09 8,004+j4,31
Авар. 25,023+j12,09 18,02+j8,71

Мощность конца

обмотки 110 кВ

Макс. 41,03+j19,95 30,02+j14,7
Мин. 25,02+j13,8 15+j8,165
Авар. 41,03+j19,95 30,02+j14,7

Потери в

обмотке 110 кВ трансформатор

Макс. 0,065+j2,79 0,062+j2,402
Мин. 0,025+j1,09 0,016+j0,625
Авар. 0,065+j2,79 0,062+j2,402

Мощность

начала звена

обмотки 110 кВ

Макс. 41,09+j22,7 30,08+j17,11
Мин. 25,05+j14,89 15,02+j9,14
Авар. 41,09+j22,7 30,08+j17,11

Потери мощн.

в проводим.

трансф.

Макс. 0,036+j0,224 0,08+j0,48 0,057+0,35 0,036+j0,224
Мин. 0,036+j0,224 0,08+j0,48 0,057+0,35 0,036+j0,224
Авар. 0,036+j0,224 0,08+j0,48 0,057+0,35 0,036+j0,224
Мощность поступающая в трансформатор Макс. 20,11+j11,4 40,03+j23,23 30,13+j17,46 17,094+9,37
Мин. 10,38+j5,934 25,134+j15,37 15,07+j9,14 8,04+j4,8
Авар. 20,11+j11,4 40,03+j23,23 30,13+j17,46 17,094+9,37

Половина

емкостной

мощности линии

0 – 1 0,41 0 – 4 0,916
1 – 2 0,365 4 – 3 0,401
2 - 1 0,76 3 – 0 0,904
Мощн. на шинах 110кВ с емкостн. мощн. линии Макс. 52,11+j26,09 42,03+j22,09 56,1+j28,74 17,09+j8,05
Мин. 40,38+j21,34 25,1+j14,24 31,07+j16,4 8,04+j3,48
Авар. 52,11+j26,09 42,03+j22,09 56,1+j28,74 17,09+j8,05

Таблицы №9 Баланс мощностей при максимальной, минимальной и аварийной нагрузке на линиях подстанции

Мощности и потери мощностей

Максимальный

режим

Минимальный

Режим

Аварийный режим

Мощностьначала линии

0 – 1

59,62+ j32,61 42,3+j23,6

Мощностьначалазвена

0 – 1

59 ,62+j32,61 42,3+j24

Мощностьконца звена

0 –1

58,43+j29,73 41,68+j22,49

Мощностьначалазвена

1 – 2

6,32+j3,64 1,301+j1,15 52,11+j26,5

Мощностьконца звена

1 – 2

6,3+j3,61 1,3+j1,15 53,43+j28,78

Мощностьконца звена

2 – 0

35,73+j18,48 23,83+j13,09 95,46+j50,88

Мощностьначалазвена

2 – 0

36,31+j20,44 24,09+j13,97 99,68+j65,06

Мощностьначала линии

2 – 0

36,31+j19,68 24,09+j13,21 99,68+j64,3

Мощностьначала линии

0 – 4

33,37+j17,47 17,4+j8,33

Мощностьначалазвена

0 – 4

33,37+j18,39 17,4+j9,25

Мощностьконца звена

0 –4

32,6+j16,43 17,19+j8,7

Мощностьначалазвена

4 – 3

15,5+j8,38 9,14+j5,21

Мощностьконца звена

4 – 3

15,4+j8,17 9,1+j5,14

Мощностьконца звена

3 – 0

40,73+j20,57 21,97+j11,31

Мощностьначалазвена

3 – 0

41,65+j23,4 22,21+j12,19

Мощностьначала линии

3 – 0

41,65+j22,5 22,21+j11,286

4.3.Определение напряжения на шинах подстанции

Напряжение на шинах ВН п/ст определяется по формуле:

(4.1)

где R и X – сопротивления участка ВЛ.

Для электрических сетей напряжением 110 кВ поперечная составляющая падения напряжения принимает незначительное значение, поэтому данной величиной можно пренебречь.

Определения напряжения на шинах НН и СН подстанции производится по аналогичным формулам, но учитываются потери напряжения в сопротивлениях трансформаторов.

В итоге получаем расчетные напряжения на шинах высокого напряжения подстанций, максимальном, минимальном и аварийном режимах.

В максимальном режиме

Кольцо 3 – 4

Кольцо 1 – 2

В минимальном режиме

Кольцо 3 – 4

Кольцо 1 – 2

Аварийный режим

4.4.Выбор способа регулирования напряжения и определение коэффициента трансформации.

Согласно нормам технологического проектирования на подстанциях устанавливают трансформаторы со встроенными системами регулирования напряжения РПН (регулирование под нагрузкой).

Для трехобмоточных трансформаторов в первую очередь выбирается положение РПН исходя и расчетного желаемого напряжения на шинах низшего напряжения подстанции. Затем выбирается одно общее для всех режимов ответвление обмотки высшего напряжения.

Трансформаторам с РПН выбор ответвления производится в следующем порядке:

Определяется расчетное напряжение на шинах НН и СН

(4.2)

где - расчетное напряжение на шинах НН и СН приведенное к стороне ВН трансформатора;

- коэффициент трансформации;

Принимаем число витков обмотки ВН при работе ее на основное ответвление за 100%. Тогда необходимое относительное снижение числа витков обмотки ВН для получения желательного напряжения на шинах определяется:

(4.3)

Из справочника определяется диапазон регулирования данного трансформатора

где n – число ответвлений;

- относительное число витков одной ступени регулирования, %.

Выбирается рабочее ответвление обмотки ВН

(4.4)

полученное число округляется до ближайшего целого.

Определяется фактическое напряжение на шинах НН, кВ

(4.5)

В максимальном режиме

Диапазон регулирования

В минимальном режиме

Диапазон регулирования

В аварийном режиме


Список использованной литературы

1. М: Рожкова Л.Д., Козулин В.С. Электрооборудование станций и подстанций: Учебник для техникумов. -3-е издание, перераб. И доп.-М: Энергоатомиздат, 1987-648 с. ил.

2. Л2: В.А Боровиков, В.К. Косарев, Г.А. Ходот Электрические сети и система. Учебник пособие для техникумов. М., «Энергия». 1968

3. Л.З. Пособие к курсовому и дипломному проектированию для электроэнергетических специальностей вузов: Учебник пособие для студентов электроэнергетических спец. вузов, 2-е издание, перераб. и доп. /В.М. Блок, Г.К. Обушев, Л.Б. Паперко и др.: Под редакцией В.М. Блок – М.: Высшая школа, 1990-383с.