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