У вас вопросы?
У нас ответы:) SamZan.net

Задание на выполнения курсового проекта.html

Работа добавлена на сайт samzan.net: 2016-01-17

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 4.2.2025

Задание на выполнения курсового проекта.

Содержанием проекта является выбор наилучшей в технико-экономическом смысле схемы развития районной электрической сети при соблюдении заданных требований к надежности схемы и к качеству электроэнергии, отпускаемой потребителям. Выполнение курсового проекта включает следующие расчеты.

Разработка вариантов развития сети (номинальные напряжения, трассы и число цепей ЛЭП).
Расчет потокораспределения в каждом из выбранных вариантов по длинам и нагрузкам узлов. Выбор числа параллельных цепей и сечений для каждого варианта схемы сети по экономическим интервалам с учетом возможных аварийных ситуаций. Определение потерь мощности в каждом из вариантов. Сравнение вариантов по приведенным затратам и выбор двух наилучших вариантов.
Выбор числа и мощности трансформаторов с учетом категорий надежности потребителей данного района.
Электрические расчеты принятых вариантов развития распределительных сетей в максимальном и аварийном режимах при условии, что напряжения на шинах 35-110 кВ близки номинальным напряжениям соответствующих обмоток трансформаторов. Проверка необходимости местного регулирования напряжения. Определение мощности батарей статистических конденсаторов для целей местного регулирования напряжения. Окончательное сравнение двух вариантов в одном из районов и выбор наилучшего в экономическом смысле с учетом заданных технических требований.

При разработке проекта развития энергорайона следует проанализировать потребителей электроэнергии и сформулировать основные требования в отношении надежности электроснабжения и качества электроэнергии. Эти требования определяют пути построения схем сети, необходимое число линий электропередачи и трансформаторов на подстанциях. В этом же разделе освещаются климатические условия района, которые определяют типы и конструкции опор, длины пролета линий и стоимости сооружения одного километра ЛЭП.

Исходная схема электрических сетей и её параметры.

Исходя из условия принимаем:

- потребители узла 4 – III категории надежности;

- потребители узла 14 и узла 15 – II категории надежности;

- потребители узла 2 и узла 3 – I категории надежности;

Разработка вариантов развития сети.

Выбор номинального напряжения сети.

Учитывая существующую ЛЭП - 110 кВ, мощности потребителей и длины линий, для всех рассматриваемых вариантов выбираем класс номинального напряжения - 110 кВ

Расчёт токораспределения в сети.

Для выбора сечений необходимо определить токи в сети. Расчёт токов в разомкнутой сети выполняется на основе модулей токов по 1-му закону Кирхгофа, токи в кольце определяются по правилу моментов в длинах.

Вариант 1.

Токи нагрузок в узлах определяются по соотношению

Токи на участках сети:

Для кольца 1-2-3-15-14-1 узел 1 является балансирующим, ток на головном участке 1-2, . При расчете первоначально зададим сооружение на всех участках по одной ЛЭП, тогда:

Знак минус значит, что ток поменял направление.

Вариант 2.

Токи на участках сети:

Вариант 3.

Токи на участках сети:

Для кольца 1-2-3-15-4-14-1 узел 1 является балансирующим, .

Знак минус значит, что ток поменял направление.

Вариант 4.

Токи на участках сети:

Для кольца 1-3-15-4-14-1 узел 1 является балансирующим, ток на головном участке 1-3, . При расчете первоначально зададим сооружение на всех участках по одной ЛЭП, тогда:

Знак минус значит, что ток поменял направление.

Вариант 5.

Токи на участках сети:

Для кольца 4-3-15-4 узел 4 является балансирующим, .

Знак минус значит, что ток поменял направление.

Вариант 6.

Токи на участках сети:

Выбор сечений линий электропередач.

Вариант 1.

Линия	Вид	l, км	Iучастка, А	Сечение	Число цепей	Вид аварии	Iэк, А	Iавар, А	Iдоп, А
1-2	сущест	37,5	348	АС-240	2	обрыв 1-14	400	584	610
2-3	проект	33	173	АС-240	1	обрыв 1-14	400	409	610
3-15	проект	51	2	АС-70	1	обрыв 1-14	85	234	265
14-15	проект	82,5	119	АС-120	1	обрыв 2-3	180	292	390
14-1	проект	37,5	236	АС-240	1	обрыв 2-3	400	409	610
1-4	проект	37,5	87	АС-70	1	—	85	—	265

Вариант 2.

Линия	Вид	l, км	Iучастка, А	Сечение	Число цепей	Вид аварии	Iэк, А	Iавар, А	Iдоп, А
1-2	сущест	37,5	467	АС-240	2	обрыв 1 цепи	400	467	610
2-3	проект	33	292	АС-120	2	обрыв 1 цепи	180	292	390
3-15	проект	51	117	АС-70	2	обрыв 1 цепи	85	117	265
1-14	проект	37,5	117	АС-70	2	обрыв 1 цепи	85	117	265
1-4	проект	37,5	87	АС-70	1	—	85	—	265

Вариант 3.

Линия	Вид	l, км	Iучастка, А	Сечение	Число цепей	Вид аварии	Iэк, А	Iавар, А	Iдоп, А
1-2	сущест	37,5	382	АС-240	2	обрыв 1-14	400	671	610
2-3	проект	33	207	АС-240	1	обрыв 1-14	400	496	610
3-15	проект	51	32	АС-120	1	обрыв 1-14	180	321	390
15-4	проект	37,5	85	АС-120	1	обрыв 2-3	180	292	390
4-14	проект	51	170	АС-120	1	обрыв 2-3	180	379	390
14-1	проект	37,5	287	АС-240	1	обрыв 2-3	400	496	610

Вариант 4.

Линия	Вид	l, км	Iучастка, А	Сечение	Число цепей	Вид аварии	Iэк, А	Iавар, А	Iдоп, А
1-2	сущест	37,5	175	АС-240	2	обрыв 1 цепи	400	175	610
1-3	проект	45	260	АС-240	1	обрыв 1-14	400	496	610
3-15	проект	51	85	АС-120	1	обрыв 1-14	180	321	390
15-4	проект	37,5	32	АС-120	1	обрыв 1-3	180	292	390
4-14	проект	51	119	АС-120	1	обрыв 1-3	180	379	390
14-1	проект	37,5	236	АС-240	1	обрыв 1-3	400	496	610

Вариант 5.

Линия	Вид	l, км	Iучастка, А	Сечение	Число цепей	Вид аварии	Iэк, А	Iавар, А	Iдоп, А
1-2	сущест	37,5	175	АС-240	2	обрыв 1 цепи	400	175	610
1-14	проект	37,5	117	АС-70	2	обрыв 1 цепи	85	117	265
1-4	проект	37,5	379	АС-120	2	обрыв 1 цепи	180	379	390
4-15	проект	37,5	124	АС-120	1	обрыв 4-3	180	292	390
4-3	проект	30	168	АС-120	1	обрыв 4-15	180	292	390
3-15	проект	51	7	АС-70	1	обрыв 4-3	85	175	265

Вариант 6.

Линия	Вид	l, км	Iучастка, А	Сечение	Число цепей	Вид аварии	Iэк, А	Iавар, А	Iдоп, А
1-2	сущест	37,5	175	АС-240	2	обрыв 1 цепи	400	175	610
1-14	проект	37,5	117	АС-70	2	обрыв 1 цепи	85	117	265
1-4	проект	37,5	379	АС-120	2	обрыв 1 цепи	180	379	390
4-15	проект	37,5	117	АС-70	2	обрыв 1 цепи	85	117	265
4-3	проект	30	175	АС-70	2	обрыв 1 цепи	85	175	265

Выбор трансформаторов на понижающих подстанциях.

Выбор количества трансформаторов (автотрансформаторов) зависит от требований к надёжности электроснабжения потребителей и является технико-экономической задачей.

В практике проектирования на подстанциях всех категорий предусматривается, как правило, установка двух трансформаторов (автотрансформаторов). Установка одного трансформатора рекомендуется только в случае питания потребителей "3" категории при наличии в сетевом районе передвижной резервной подстанции, обеспечивающей замену трансформатора в течении суток.

Мощность трансформаторов в нормальных условиях должна обеспечить питание электроэнергией всех потребителей, подключённых к данной подстанции. Кроме того, нужно учитывать необходимость обеспечения энергией потребителей "1" и "2" категорий в случае аварии с одним из трансформаторов и его отключения. Поэтому, если подстанция питает потребителей таких категорий, на ней должны быть установлены трансформаторы такой мощности, при которой обеспечивалось бы питание одним трансформатором потребителей "1" и "2" категорий с допустимой перегрузкой до 40%, на время не более 6 часов, в течение 5 суток, при коэффициенте заполнения суточного графика 0,75. Следует учитывать, что при аварии с одним из трансформаторов допускается отключение потребителей "3" категории. По указанному режиму работы трансформаторов его мощность может быть определена ориентировочно по выражению:

где - наибольшая нагрузка подстанции,

- коэффициент допустимой перегрузки,

- число трансформаторов на подстанции.

Выбор трансформаторов показан в таблице

№ узла

Мощность нагрузки

S/1,4,

МВА

Тип и число

трансформаторов

Р, МВт

S, МВА

4а

4б

33,3

16,6

22,2

23,8

23,6

11,9

—

15,9

2ТРДН-25000/110

ТДН-16000/110

ТРДН-25000/110

2ТДН-16000/110

Определение числа ячеек выключателей 110 кВ.

Вариант 1.

№ узла	Число присоединений	Схема распределительного устройства 110 кВ	Число ячеек выключателей 110кВ
	линий	трансформаторов
	сущест	проект	сущест	проект		сущест	проект
1	4	2	2	—	Одна секционированная система шин с обходной	8	2
2	2	1	2	—	Одна секционированная система шин с обходной	2	5
3	—	2	—	2	Мостик с неавтоматической перемычкой	—	3
4	—	1	—	1	Блочная	—	1
14	—	2	—	2	Мостик с неавтоматической перемычкой	—	3
15	—	2	—	2	Мостик с неавтоматической перемычкой	—	3
Итого: 17

Вариант 2.

№ узла	Число присоединений	Схема распределительного устройства 110 кВ	Число ячеек выключателей 110кВ
	линий	трансформаторов
	сущест	проект	сущест	проект		сущест	проект
1	4	3	2	—	Одна секционированная система шин с обходной	8	3
2	2	3	2	—	Одна секционированная система шин с обходной	2	6
3	—	4	—	2	Одна секционированная система шин с обходной	—	8
4	—	1	—	1	Блочная	—	1
14	—	2	—	2	Мостик с неавтоматической перемычкой	—	2
15	—	2	—	2	Мостик с неавтоматической перемычкой	—	2
Итого: 22

Вариант 3.

№ узла	Число присоединений	Схема распределительного устройства 110 кВ	Число ячеек выключателей 110кВ
	линий	трансформаторов
	сущест	проект	сущест	проект		сущест	проект
1	4	1	2	—	Одна секционированная система шин с обходной	8	1
2	2	1	2	—	Одна секционированная система шин с обходной	2	5
3	—	2	—	2	Мостик с неавтоматической перемычкой	—	3
4	—	2	—	2	Мостик с неавтоматической перемычкой	—	3
14	—	2	—	2	Мостик с неавтоматической перемычкой	—	3
15	—	2	—	2	Мостик с неавтоматической перемычкой	—	3
Итого: 18

Вариант 4.

№ узла	Число присоединений	Схема распределительного устройства 110 кВ	Число ячеек выключателей 110кВ
	линий	трансформаторов
	сущест	проект	сущест	проект		сущест	проект
1	4	2	2	—	Одна секционированная система шин с обходной	8	2
2	2	—	2	—	Мостик с неавтоматической перемычкой	2	—
3	—	2	—	2	Мостик с неавтоматической перемычкой	—	3
4	—	2	—	2	Мостик с неавтоматической перемычкой	—	3
14	—	2	—	2	Мостик с неавтоматической перемычкой	—	3
15	—	2	—	2	Мостик с неавтоматической перемычкой	—	3
Итого: 14

Вариант 5.

№ узла	Число присоединений	Схема распределительного устройства 110 кВ	Число ячеек выключателей 110кВ
	линий	трансформаторов
	сущест	проект	сущест	проект		сущест	проект
1	4	4	2	—	Одна секционированная система шин с обходной	8	4
2	2	—	2	—	Мостик с неавтоматической перемычкой	2	—
3	—	2	—	2	Мостик с неавтоматической перемычкой	—	3
4	—	4	—	2	Одна секционированная система шин с обходной	—	8
14	—	2	—	2	Мостик с неавтоматической перемычкой	—	2
15	—	2	—	2	Мостик с неавтоматической перемычкой	—	3
Итого: 20

Вариант 6.

№ узла	Число присоединений	Схема распределительного устройства 110 кВ	Число ячеек выключателей 110кВ
	линий	трансформаторов
	сущест	проект	сущест	проект		сущест	проект
1	4	4	2	—	Одна секционированная система шин с обходной	8	4
2	2	—	2	—	Мостик с неавтоматической перемычкой	2	—
3	—	2	—	2	Мостик с неавтоматической перемычкой	—	2
4	—	6	—	2	Одна секционированная система шин с обходной	—	10
14	—	2	—	2	Мостик с неавтоматической перемычкой	—	2
15	—	2	—	2	Мостик с неавтоматической перемычкой	—	2
Итого: 20

Экономическое сопоставление вариантов развития сети.

Варианты, подлежащие технико-экономическому сравнению, должны быть технически и экономически сопоставимы, т. е. обеспечивать одинаковую передаваемую мощность и качество электроэнергии в нормальных и послеаварийных режимах работы сети. При сопоставлении схем с разной степенью надёжности должна учитываться величина ущерба народному хозяйству от вероятного нарушения электроснабжения. В этом случае подсчёт приведённых затрат производится по следующей формуле:

где - коэффициент приведения капитальных вложений, равен: 0,2

- капитальные вложения в линии и подстанции

- годовые издержки на амортизацию и обслуживание линий ,

подстанций и - издержки на возмещение потерь энергии в

электрических сетях

- математическое ожидание народнохозяйственного ущерба от нарушения

электроснабжения

Определение капитальных вложений производится обычно по укрупнённым стоимостным показателям для всего оборудования подстанций и ЛЭП. Ежегодные издержки и определяются суммой отчислений от капитальных вложений:

где - соответственно коэффициенты отчислений на амортизацию и обслуживание

для линий и подстанций.

Учитывая существенную долю в приведенных затратах капиталовложений и издержек на подстанции, а также тот факт, что почти во всех вариантах число, мощность и тип трансформаторов, число и тип выключателей не зависят от схемы сети, учёт подстанционных составляющих следует производить только при необходимости. Издержки на возмещение потерь энергии в линиях и трансформаторах определяются по формуле:

где - суммарные переменные потери мощности в сети в режиме максимальных нагрузок;

- суммарные потери холостого хода трансформаторов;

- число часов максимальных потерь в году,

- удельная стоимость потерь активной энергии.

Учёт фактора надёжности производится путём определения среднегодового ущерба от нарушений электроснабжения. В случае питания потребителя по одной линии ущерб "У" при аварийном её отключении оценивается выражением:

где - удельный годовой ущерб от аварийных ограничений электроснабжения;

- максимальная нагрузка потребителя;

- коэффициент вынужденного простоя;

- степень ограничения потребителя ( - при полном отключении потребителя, -

при частичном отключении),

где - число последовательно включённых элементов сети;

- максимальная нагрузка потребителя;

- среднее время восстановления элемента i;

- параметр потока отказов элемента i;

Необходимо иметь в виду, что варианты схемы с разными номинальными напряжениями из-за различной стоимости аппаратуры и различных величин потерь электроэнергии могут сравниваться только по приведённым затратам с учётом оборудования подстанций потребителей и потерь энергии в нём. Это положение обязательно и для сравнения вариантов с разной надёжностью питания потребителей.

На основании анализа результатов расчета выбираются 2 варианта с меньшими приведенными затратами.

Варианты схем считаются экономически равноценными, если разница в приведённых затратах равна или менее 5%. В таком случае следует выбирать варианты схем:

а) с более высоким напряжением;

б) с более высокой надёжностью электроснабжения;

в) с более высокой оперативной гибкостью схемы (приспосабливаемостью к необходимым

режимам работы);

г) с меньшим расходом цветного металла на провода воздушных линий и с меньшим

необходимым количеством электроаппаратуры;

д) с лучшими возможностями развития сети при росте нагрузок или при появлении новых

пунктов потребления электроэнергии.

Вариант 1.

Капитальные вложения в линии:

Во всех вариантах выбираем ЛЭП на стальных одноцепных опорах для II района по гололеду.

где - стоимость 1км линии;

- длина линии;

- число параллельных линий;

- повышающий коэффициент (т.к. справочные данные в ценах 1985 г.).

Капитальные вложения в подстанции:

Капиталовложения в подстанцию включают стоимость трансформаторов и распредустройства (РУ) высшего напряжения. Стоимость РУ низшего напряжения незначительна вследствие невысокой стоимости выключателей 10кВ.

Ежегодные издержки на амортизацию и обслуживание для линий составляют 2,8 %, для подстанций 110 кВ – 9,4 %, соответственно

Для определения издержек на покрытие потерь электроэнергии необходимо найти параметры схемы замещения сети:

Сопротивление линий:

Сопротивление подстанций:

Потери холостого хода на подстанциях:

Потери мощности в максимальном режиме:

Число часов максимальных потерь:

Удельная стоимость потерь электроэнергии

Издержки:

Ущерб, связанный с перерывом питания:

При полном отключении ,

Параметры потока отказов линии на 100 км, трансформатора .

Среднее время восстановления для линии , трансформатора при наличии в системе резервного трансформатора и при его отсутствии.

Приведенные затраты:

Вариант 2.

Капитальные вложения в линии:

Капитальные вложения в подстанции:

Сопротивление линий:

Сопротивление подстанций:

Потери холостого хода на подстанциях:

Потери мощности в максимальном режиме:

Число часов максимальных потерь:

Издержки:

Ущерб, связанный с перерывом питания:

При полном отключении ,

Параметры потока отказов линии на 100 км, трансформатора .

Приведенные затраты:

Вариант 3.

Капитальные вложения в линии:

Капитальные вложения в подстанции:

Сопротивление линий:

Сопротивление подстанций:

Потери холостого хода на подстанциях:

Потери мощности в максимальном режиме:

Число часов максимальных потерь:

Издержки:

Приведенные затраты:

Вариант 4.

Капитальные вложения в линии:

Капитальные вложения в подстанции:

Сопротивление линий:

Сопротивление подстанций:

Потери холостого хода на подстанциях:

Потери мощности в максимальном режиме:

Число часов максимальных потерь:

Издержки:

Приведенные затраты:

Вариант 5.

Капитальные вложения в линии:

Капитальные вложения в подстанции:

Сопротивление линий:

Сопротивление подстанций:

Потери холостого хода на подстанциях:

Потери мощности в максимальном режиме:

Число часов максимальных потерь:

Издержки:

Приведенные затраты:

Вариант 6.

Капитальные вложения в линии:

Капитальные вложения в подстанции:

Сопротивление линий:

Сопротивление подстанций:

Потери холостого хода на подстанциях:

Потери мощности в максимальном режиме:

Число часов максимальных потерь:

Издержки:

Приведенные затраты:

Экономическое сопоставление вариантов развития сети.

№

варианта

Кл

тыс.руб.

Кп

тыс.руб.

КΣ

тыс.руб.

И∆э

тыс.руб.

отн.ед.

203979,12

227146,92

179727,96

190737,24

218977,80

230946,00

53631,2

62171,2

57388,8

50556,8

60804,8

257610,32

289318,12

237116,76

241294,04

279782,60

291750,80

12336,084

13787,742

14677,752

11644,556

13716,714

13295,358

74751,052

83995,729

72528,034

69996,356

81520,264

83827,657

1,07

1,20

1,04

1,00

1,17

1,20

Анализ результатов сопоставления вариантов развития сети показывает, что наиболее экономичным является 4-й вариант распределительной сети, следующий по экономичности после него вариант 3. Но так как схемы этих вариантов практически идентичны и напряжения в узлах варианта 4 явно будут выше, то второй схемой распределительной сети к дальнейшему рассмотрению возьмем схему варианта 6, так как эта схема наиболее удобна с точки зрения эксплуатации и имеет самые короткие связи между узлами.

Расчет установившихся режимов сети.

Расчёт установившихся режимов выполняется с целью выявления уровней напряжения в узлах сети, анализа их допустимости и выбора, при необходимости средств регулирования напряжения с целью ввода режима в допустимую область по уровням напряжений. Расчёт выполнен по программе RASTR на IBM PC. Для выполнения расчёта подготовлена схема замещения сети по вариантам, параметры схем замещения приведены в таблицах "информация по узлам" и "информация по ветвям". При подготовке схемы замещения сети учтены трансформаторы подстанций, потери холостого хода трансформаторов указаны в узлах сети на высшей стороне трансформаторов. Нагрузки указаны в новых узлах и переведены на высшее напряжение.

Расчет установившегося режима максимальных нагрузок.

Расчет выполнен по программе RASTR на IBM PC. Для выполнения расчета подготовлены схемы замещения сети и параметры схем замещения.

Вариант 4.

Информация по узлам сети	Информация по ветвям сети
№ узла	Uн, кВ	Мощность нагрузки	№ ветви	R, Ом	X, Ом	B, мкСм	kтн
		P, МВт	Q, МВАр
1	115			1-2	2,25	7,594	-210,75
2	110	0,054	0,35	1-3	5,4	18,225	-126,45
3	110	0,054	0,35	1-14	4,5	15,188	-105,375
4	110	0,038	0,224	3-15	12,699	21,777	-135,66
14	110	0,038	0,224	4-15	9,338	16,012	-99,75
15	110	0,038	0,224	4-14	12,699	21,777	-135,66
21	10	30	14,53	2-21	1,27	27,95	0	0,0913
31	10	30	14,53	3-31	1,27	27,95	0	0,0913
41	10	15	7,26	4-41	2,19	43,35	0	0,0956
141	10	20	9,68	14-141	2,19	43,35	0	0,0956
151	10	20	9,68	15-151	2,19	43,35	0	0,0956

Схема замещения вариант 4.

Вариант 6.

Информация по узлам сети	Информация по ветвям сети
№ узла	Uн, кВ	Мощность нагрузки	№ ветви	R, Ом	X, Ом	B, мкСм	kтн
		P, МВт	Q, МВАр
1	115			1-2	2,25	7,594	-210,75
2	110	0,054	0,35	1-14	8,025	8,325	-191,25
3	110	0,054	0,35	1-4	4,669	8,006	-199,5
4	110	0,038	0,224	4-15	8,025	8,325	-191,25
14	110	0,038	0,224	4-3	6,42	6,66	-153
15	110	0,038	0,224	2-21	1,27	27,95	0	0,0913
21	10	30	14,53	3-31	1,27	27,95	0	0,0913
31	10	30	14,53	4-41	2,19	43,35	0	0,0956
41	10	15	7,26	14-141	2,19	43,35	0	0,0956
141	10	20	9,68	15-151	2,19	43,35	0	0,0956
151	10	20	9,68

Результаты расчета установившегося режима максимальных нагрузок вариант 4 по программе RASTR (до регулирования напряжения).

Узел

Фаза

Рнаг

Рлин

Qнаг

Qлин

Рген

dР

Qген

Uзад

Ток

Qmin

dPз

Qmax

dQз

115

0,0

-41,9

-46,5

-30,4

0,0

-23,3

-28,2

-15,4

118,8

0,79

1,23

0,21

66,9

2,68

4,14

0,69

115,0

0,241

0,273

0,171

0,0

0,00

0,0

-1,3

-1,6

-2,7

113,3

-1

0,1

-30,1

30,2

0,3

-17,1

17,5

0,0

0,12

0,21

0,0

2,61

0,69

110,0

0,177

0,178

0,0

0,00

0,0

-2,7

108,4

-3

0,1

-30,1

-15,1

45,2

0,3

-17,4

-7,9

25,6

0,0

0,13

0,33

1,23

0,0

2,88

0,56

4,14

110,0

0,185

0,091

0,277

0,0

0,00

0,0

-1,5

-1,6

105,7

-4

0,0

15,1

20,4

-5,3

0,2

-8,4

10,7

-2,1

0,0

0,06

0,59

0,03

0,0

1,15

1,01

0,05

110,0

0,094

0,126

0,031

0,0

0,00

0,0

-1,6

-1,3

141

110,3

-2

0,0

-20,1

-21,0

41,2

0,2

-11,6

-10,1

21,9

0,0

0,10

0,59

0,79

0,0

1,92

1,01

2,68

110,0

0,121

0,122

0,244

0,0

0,00

0,0

-1,6

-1,3

151

104,9

-4

0,0

-20,1

5,3

14,8

0,2

-11,8

3,1

8,9

0,0

0,11

0,03

0,33

0,0

2,14

0,05

0,56

110,0

0,128

0,034

0,095

0,0

0,00

0,0

-1,1

-1,5

9,9

-5

30,0

14,5

0,0

0,12

0,0

2,61

10,0

1,934

0,0

0,00

0,0

9,5

-7

30,0

14,5

0,0

0,13

0,0

2,88

10,0

2,030

0,0

0,00

0,0

9,8

-7

15,0

7,3

0,0

0,06

0,0

1,15

10,0

0,985

0,0

0,00

0,0

141

10,1

-7

20,0

9,7

0,0

0,10

0,0

1,92

10,0

1,271

0,0

0,00

0,0

151

9,6

-9

20,0

9,7

0,0

0,11

0,0

2,14

10,0

1,343

0,0

0,00

0,0

Результаты расчета установившегося режима максимальных нагрузок вариант 6 по программе RASTR (до регулирования напряжения).

Узел

Фаза

Рнаг

Рлин

Qнаг

Qлин

Рген

dР

Qген

Uзад

Ток

Qmin

dPз

Qmax

dQз

115

0,0

-30,4

-20,5

-68,6

0,0

-15,4

-9,6

-36,6

119,5

0,21

0,33

2,17

61,6

0,69

0,34

3,72

115,0

0,171

0,113

0,390

0,0

0,00

0,0

-2,7

-2,5

113,3

-1

0,1

-30,1

30,2

0,3

-17,1

17,5

0,0

0,12

0,21

0,0

2,61

0,69

110,0

0,177

0,178

0,0

0,00

0,0

-2,7

106,7

-2

0,1

30,2

-30,1

0,3

17,9

-17,5

0,0

0,68

0,14

0,0

0,70

2,98

110,0

0,190

0,189

0,0

0,00

0,0

-1,8

0,0

109,6

-2

0,0

66,5

-20,5

-30,9

-15,1

0,2

35,4

-10,1

-16,8

-8,3

0,0

2,17

0,36

0,68

0,05

0,0

3,72

0,38

0,70

1,07

110,0

0,397

0,120

0,185

0,091

0,0

0,00

0,0

-2,5

-2,2

-1,8

0,0

141

112,8

0,0

20,1

-20,1

0,2

11,7

-11,5

0,0

0,33

0,09

0,0

0,34

1,83

110,0

0,119

0,0

0,00

0,0

-2,5

0,0

151

107,3

-2

0,0

20,1

-20,1

0,2

11,9

-11,7

0,0

0,36

0,10

0,0

0,38

2,04

110,0

0,126

0,125

0,0

0,00

0,0

-2,6

0,0

9,9

-5

30,0

14,5

0,0

0,12

0,0

2,61

10,0

1,934

0,0

0,00

0,0

9,3

-6

30,0

14,5

0,0

0,14

0,0

2,98

10,0

2,065

0,0

0,00

0,0

10,2

-5

15,0

7,3

0,0

0,05

0,0

1,07

10,0

0,948

0,0

0,00

0,0

141

10,3

-4

20,0

9,7

0,0

0,09

0,0

1,83

10,0

1,240

0,0

0,00

0,0

151

9,8

-7

20,0

9,7

0,0

0,10

0,0

2,04

10,0

1,310

0,0

0,00

0,0

Выбор отпаек на трансформаторах для варианта 4.

№ узла	21	31	41	141	151
Требуемое напряжение на шинах подстанции, кВ	10,3	10,3	10	10,3	10,3
Напряжение на шинах подстанции до регулирования, кВ	9,9	9,5	9,8	10,1	9,6
Рациональная отпайка	-2	-4	-2	-1	-4
Напряжение на шинах подстанции после регулирования, кВ	10,3	10,3	10,1	10,3	10,3

Результаты расчета установившегося режима максимальных нагрузок вариант 4 по программе RASTR (после регулирования напряжения).

Узел

Фаза

Рнаг

Рлин

Qнаг

Qлин

Рген

dР

Qген

Uзад

Ток

Qmin

dPз

Qmax

dQз

115

0,0

-30,4

-46,6

-42,1

0,0

-15,4

-28,8

-23,7

119,1

0,21

1,25

0,81

67,9

0,69

4,21

2,72

115,0

0,171

0,275

0,242

0,0

0,00

0,0

-2,7

-1,6

-1,3

113,3

-1

0,1

30,2

-30,1

0,3

17,5

-17,1

0,0

0,21

0,12

0,0

0,69

2,61

110,0

0,178

0,177

0,0

0,00

0,0

-2,7

0,0

108,3

-3

0,1

45,4

-15,1

-30,1

0,3

26,2

-8,1

-17,4

0,0

1,21

0,33

0,13

0,0

4,21

0,57

2,89

110,0

0,279

0,092

0,186

0,0

0,00

0,0

-1,6

-1,5

0,0

105,6

-4

0,0

-5,4

20,5

-15,1

0,2

-2,2

10,9

-8,4

0,0

0,03

0,59

0,06

0,0

0,05

1,02

1,16

110,0

0,032

0,127

0,094

0,0

0,00

0,0

-1,1

-1,6

0,0

141

110,2

-2

0,0

41,3

-21,1

-20,1

0,2

22,3

-10,3

-11,6

0,0

0,81

0,59

0,10

0,0

2,72

1,02

1,92

110,0

0,246

0,123

0,122

0,0

0,00

0,0

-1,3

-1,6

0,0

151

104,7

-4

0,0

14,8

5,4

-20,1

0,2

9,0

3,3

-1,8

0,0

0,33

0,03

0,11

0,0

0,57

0,05

2,15

110,0

0,096

0,035

0,129

0,0

0,00

0,0

-1,5

-1,1

0,0

10,3

-5

30,0

14,5

0,0

0,12

0,0

2,61

10,0

1,865

0,0

0,00

0,0

10,3

-7

30,0

14,5

0,0

0,13

0,0

2,89

10,0

1,874

0,0

0,00

0,0

10,1

-7

15,0

7,3

7,2

0,0

0,06

0,0

1,16

10,0

0,950

0,0

0,00

0,0

141

10,3

-7

20,0

9,7

0,0

0,10

0,0

1,92

10,0

1,248

0,0

0,00

0,0

151

10,3

-9

20,0

9,7

0,0

0,11

0,0

2,15

10,0

1,249

0,0

0,00

0,0

Выбор отпаек на трансформаторах для варианта 6.

№ узла	21	31	41	141	151
Требуемое напряжение на шинах подстанции, кВ	10,3	10,3	10	10,3	10,3
Напряжение на шинах подстанции до регулирования, кВ	9,9	9,3	10,2	10,3	9,8
Рациональная отпайка	-2	-5	1	0	-3
Напряжение на шинах подстанции после регулирования, кВ	10,3	10,3	10,0	10,3	10,3

Результаты расчета установившегося режима максимальных нагрузок вариант 6 по программе RASTR (после регулирования напряжения).

Узел

Фаза

Рнаг

Рлин

Qнаг

Qлин

Рген

dР

Qген

Uзад

Ток

Qmin

dPз

Qmax

dQз

115,0

0,0

-68,7

-20,5

-30,4

0,0

-36,9

-9,6

-15,4

119,5

2,18

0,33

0,21

61,9

3,74

0,34

0,69

115,0

0,391

0,113

0,171

0,0

0,00

0,0

-2,5

-2,7

113,3

-1

0,1

-30,1

30,2

0,3

-17,1

17,5

0,0

0,12

0,21

0,0

2,61

0,69

110,0

0,177

0,178

0,0

0,00

0,0

-2,7

106,7

-2

0,1

-30,1

30,2

0,3

-17,5

17,9

0,0

0,14

0,68

0,0

2,98

0,70

110,0

0,189

0,190

0,0

0,00

0,0

-1,8

109,6

-2

0,0

-15,1

-30,9

-20,5

66,5

0,2

-8,3

-16,8

-10,1

35,7

0,0

0,05

0,68

0,36

2,18

0,0

1,07

0,70

0,38

3,74

110,0

0,091

0,185

0,120

0,398

0,0

0,00

0,0

-1,8

-2,2

-2,5

141

112,8

0,0

-20,1

20,1

0,2

-11,5

11,7

0,0

0,09

0,33

0,0

1,83

0,34

110,0

0,119

0,0

0,00

0,0

-2,5

151

107,2

-2

0,0

-20,1

20,1

0,2

-11,7

11,9

0,0

0,10

0,36

0,0

2,04

0,38

110,0

0,125

0,126

0,0

0,00

0,0

-2,2

10,3

-5

30,0

14,5

0,0

0,12

0,0

2,61

10,0

1,865

0,0

0,00

0,0

0,00

10,3

-6

30,0

14,5

0,0

0,14

0,0

2,98

10,0

1,863

0,0

0,00

0,0

0,00

10,0

-5

15,0

7,3

0,0

0,05

0,0

1,07

10,0

0,964

0,0

0,00

0,0

0,00

141

10,3

-4

20,0

9,7

0,0

0,09

0,0

1,83

10,0

1,240

0,0

0,00

0,0

0,00

151

10,3

-6

20,0

9,7

0,0

0,10

0,0

2,04

10,0

1,240

0,0

0,00

0,0

0,00

Напряжения потребителей при различных режимах.

Вариант 4.

Режим	Условия режима	21	31	41	141	151
Максимальный		10,3	10,3	10,1	10,3	10,3
Минимальный	Рмин=0,6·Рмакс	10,6	10,8	10,8	10,7	11,1
Послеаварийный	отключение линии 1-3	10,3	5,0	7,7	9,4	6,5
	отключение линии 1-14	10,3	9,3	6,7	5,0	7,7
	отключение линии 3-15	10,3	10,5	9,4	10,0	9,2
	отключение линии 4-15	10,3	10,2	10,3	10,4	10,0
	отключение линии 4-14	10,3	9,8	8,6	10,5	9,1
	отключение 1 цепи линии 1-2	10,1	10,3	10,1	10,3	10,3

Анализ результатов показывает, что в послеаварийном режиме данная схема не обеспечивает требуемого значения напряжения на шинах потребителя, и не может быть использована.

Вариант 6.

Режим	Условия режима	21	31	41	141	151
Максимальный		10,3	10,3	10,0	10,3	10,3
Минимальный	Рмин=0,6·Рмакс	10,6	10,9	10,4	10,6	10,9
Послеаварийный	отключение 1 цепи линии 1-2	10,1	10,3	10,0	10,3	10,3
	отключение 1 цепи линии 1-4	10,3	9,6	9,3	10,3	9,6
	отключение 1 цепи линии 1-14	10,3	10,3	10,0	10,1	10,3
	отключение 1 цепи линии 4-3	10,3	10,0	10,0	10,3	10,3
	отключение 1 цепи линии 4-15	10,3	10,3	10,0	10,3	10,1
	отключение 1 цепи всех линий	10,1	9,1	9,3	10,1	9,2

1. Конституция Российской Федерации
2. вариантов который обеспечивает макс
3. д Технические науки комплекс наук исследующих явления важные для развития техники либо её саму изуч
4. Финансовая система РФ
5. Никлаус Вир
6. Ливень целую ночь стучал по стеклам и крышам
7. Методика создания программ
8. Тема 4. Модели принятия стратегических решений в условиях олигиполии
9. Анализ практики формирования и использования муниципальных внебюджетных фондов в Российской Федераци
10. Реферат- Грин Пис.html

Материалы собраны группой SamZan и находятся в свободном доступе