Если у вас возникли сложности с курсовой, контрольной, дипломной, рефератом, отчетом по практике, научно-исследовательской и любой другой работой - мы готовы помочь.
Предоплата всего
Подписываем
PAGE 48
ГОУ ВПО
Федеральное агентство по образованию
Вологодский Государственный Технический Университет
Факультет: электроэнергетический
Кафедра: электроснабжение
Курсовой проект
Передача и распределение электроэнергии
Вариант 28
Выполнил: студент группы ЭС-41
Ветохин А.А.
Проверил: преподаватель
Воробьев В.А.
Вологда
2008
СОДЕРЖАНИЕ:
Введение-----------------------------------------------------------------------------------------3
Исходные данные------------------------------------------------------------------------------4
Заключение------------------------------------------------------------------------------------59
Список использованных источников-----------------------------------------------------61
Приложение------------------------------------------------------------------------------------62
ВВЕДЕНИЕ
В настоящее время в жизни человека большую роль играет электроэнергия. Проблемы поставки ее потребителю, а также поддержания высокого качества поставляемой электроэнергии стоят перед разработчиками энергосистем.
Электроэнергия должна удовлетворять большому количеству различных критериев, как-то величина отклонения напряжения, частота и множество других. С точки зрения производителей электроэнергии электрическая система должна быть экономичной и выполненной максимально качественно с минимумом затрат на электрооборудование и потери в линиях – это позволит увеличить передачу производимой электроэнергии потребителю. Основываясь на этих критериях, следует подобрать все электрооборудование системы.
Отдельным пунктом идет поддержание напряжения в пределах допустимой нормы в различных режимах энергосистемы (наибольшей и наименьшей нагрузки, а также послеаварийном режиме). Для этой цели используются регуляторы напряжения непосредственно на трансформаторах (РПН и ПБВ), а также конденсаторные батареи, которые, уменьшая реактивную энергию в энергосистеме, способствуют уменьшению падения напряжения в линиях.
В данной курсовой работе мы попытаемся решить проблемы поставки электроэнергии потребителю и сохранения ее высокого качества. Курсовая работа содержит следующие основные пункты: выбор и обоснование трансформаторов и воздушных линий энергосистемы, расчет режимов наибольшей и наименьшей нагрузки, компенсация реактивной мощности системы, расчет послеаварийных режимов и регулирование напряжения, механический расчет воздушных линий.
Исходные данные:
Схема электрической сети
Рис. 1
Таблица 1
Исходные данные для расчета режимов сети
|
Si, МВА |
|||||||||
|
S4,5 |
S6 |
S9 |
S12 |
S14 |
S16 |
S17 |
S18 |
S21 |
S22 |
|
40 |
240 |
9 |
8 |
4 |
6 |
16 |
16 |
0,6 |
0,6 |
|
Li, j, км |
|||||||||
|
L1,2(3) |
L6,7 |
L6, 8 |
L7, 8 |
L10, 11 |
L11, 13 |
L13, 15 |
L17, 19 |
||
|
200 |
50 |
36 |
28 |
12 |
15 |
14 |
5 |
Для выбора сечения проводов воздушных линий (ВЛ) необходимо выполнить предварительный расчет потокораспределения мощностей в электрической сети.
1.1 Предварительный расчет потоков мощностей
МВА
МВА
МВА;
МВА
МВА
МВА
МВА
МВА
МВА
МВА
МВА
МВА
1.2 Выбор типа и сечения проводов ВЛ
Сечение провода вычисляется по формуле:
, (1.1)
где - мощность линии i-j;
- номинальное значение напряжения;
- экономическая плотность тока.
Таблица 1.1
Значения экономических плотностей тока и минимальных сечений проводов для разных классов напряжений
|
, кВ |
10 |
35 |
110 |
220 |
|
, А/мм2 |
1,3 |
1,2 |
1,1 |
1 |
|
, мм2 |
25 |
50 |
70 |
150 |
Рассчитав сечения проводов воздушных линий, выбираем ближайшие стандартные сечения, используя справочник [1]. Выбранные провода ВЛ приведены в таблице 1.2.
Таблица 1.2
Выбор проводов ВЛ
|
№ ВЛ |
Марка провода |
, кВ |
|
1-2(3) |
2*АС-185 |
330 |
|
6-7 |
АС-150 |
110 |
|
6-8 |
АС-185 |
110 |
|
7-8 |
АС-70 |
110 |
|
10-11 |
АС-150 |
35 |
|
11-13 |
АС-150 |
35 |
|
13-15 |
АС-95 |
35 |
|
17-19 |
АС-35 |
10 |
|
18-20 |
АС-35 |
10 |
Активное сопротивление линии определяется по формуле:
, (1.2)
где - удельное активное сопротивление;
- длина линии.
Индуктивное сопротивление линии определяется по формуле:
, (1.3)
где - удельное индуктивное сопротивление;
, Ом/км (1.4)
где - среднегеометрическое расстояние между проводами;
, (1.5)
где ,,- расстояние между проводами.
- эквивалентный радиус провода;
, (1.6)
где - среднегеометрическое расстояние между проводами в фазе;
- радиус провода.
Емкостная проводимость линии определяется по формуле:
, (1.7)
где - удельная емкостная проводимость;
, См/км (1.8)
Зарядная мощность линии определяется по формуле:
, (1.9)
Пример расчета для линии 1-2
; кВ.
Ом
м; м; м.
м
Средние расстояния между проводами для опор различных классов
напряжения приведены в таблице 1.3
Таблица 1.3
Средние расстояния между проводами
|
U, кВ |
330 |
110 |
35 |
10 |
|
Dср, м |
10,58 |
3,49 |
4,52 |
0,5 |
мм
Ом/км
Ом
мкСм/км
мкСм
МВар
Результаты расчета параметров схемы замещения ВЛ сведены в таблицу 1.4
Таблица 1.4
Параметры схем замещения ВЛ
|
№ линии |
Тип провода |
, км |
, Ом/км |
, Ом |
, Ом/км |
, Ом |
, мкСм/км |
, мкСм |
, МВАр |
|
1-2(3) |
2*АС-185 |
200 |
0,08 |
16 |
0,33 |
66 |
3,4 |
680 |
74,05 |
|
6-7 |
АС-150 |
50 |
0,2 |
10 |
0,4 |
20 |
2,87 |
143,5 |
1,74 |
|
6-8 |
АС-185 |
36 |
0,16 |
5,76 |
0,4 |
14,4 |
2,9 |
104,4 |
1,26 |
|
7-8 |
АС-70 |
28 |
0,45 |
12,6 |
0,42 |
11,8 |
2,7 |
75,6 |
0,91 |
|
10-11 |
АС-150 |
12 |
0,2 |
1,2 |
0,4 |
2,4 |
2,8 |
16,8 |
0,021 |
|
11-13 |
АС-150 |
15 |
0,2 |
3 |
0,4 |
6 |
2,8 |
42 |
0,051 |
|
13-15 |
АС-95 |
14 |
0,31 |
4,34 |
0,42 |
5,88 |
2,7 |
37,8 |
0,046 |
|
17-19 |
АС-35 |
5 |
0,77 |
3,85 |
0,37 |
1,85 |
3 |
15 |
0,0015 |
2. ВЫБОР ТИПА И МОЩНОСТИ ТРАНСФОРМАТОРОВ
Мощность трансформатора выбирается из соотношения:
,
где - расчетная мощность нагрузки.
Пример для трансформатора Т9:
МВА
По полученной мощности нагрузки выбираем трансформатор:
ТМН 6300/35
МВА
Параметры выбранных трансформаторов приведены в таблице 2.1
Таблица 2.1
|
№ тр-ра |
Тип тр-ра |
Рхх, кВт |
Рк, кВт |
Uк, % |
Iх, % |
Sт ном, МВА |
|
Т1(2) |
АТДЦТН- 200000/330/110 |
155 |
В-С 560 |
В-С 10,5 В-Н 38 С-Н 25,5 |
0,45 |
200 |
|
Т3 |
ТРДН- 40000/110 |
42 |
175 |
В-Н 10,5 |
0,7 |
40 |
|
Т4 |
ТДТН- 40000/110 |
39 |
200 |
В-С 10,5 В-Н 17,5 С-Н 6,5 |
0,6 |
40 |
|
Т5,Т6 |
ТМ- 630/10 |
1,5 |
8 |
5,5 |
2,5 |
0,63 |
|
Т7 |
ТДНС- 10000/35 |
12 |
60 |
8 |
0,75 |
10 |
|
Т8 |
ТМН- 4000/35 |
5,6 |
33,5 |
7,5 |
0,9 |
4 |
|
Т9 |
ТМН- 6300/35 |
8 |
46,5 |
7,5 |
0,8 |
6,3 |
3. РАСЧЕТ ПАРАМЕТРОВ СХЕМ ЗАМЕЩЕНИЯ ТРАНСФОРМАТОРОВ И АВТОТРАНСФОРМАТОРОВ
Расчет сопротивлений трансформатора производится по формулам:
, (3.1)
, (3.2)
где - потери короткого замыкания;
- номинальное напряжение;
- номинальная мощность;
- напряжение короткого замыкания в %.
Расчет проводимостей трансформатора производится по формулам:
, (3.3)
, (3.4)
где - потери холостого хода;
- ток холостого хода в %.
Пример расчета трансформатора Т9: ТМН 6300/35
Ом
Ом
мкСм
мкСм
Расчет сопротивлений между обмотками i и j производится по формулам:
(3.5)
(3.6)
где - потери короткого замыкания между обмотками i и j;
- напряжения короткого замыкания между обмотками i и j.
Расчет сопротивлений каждой обмотки производится по формулам:
(3.7)
(3.8)
(3.9)
(3.10)
(3.11)
(3.12)
Проводимости для трехобмоточных трансформаторов находятся по тем же формулам, что и для двухобмоточных.
Пример расчета для трансформатора Т4: ТДТН 40000/110
Ом
Ом
Ом
Ом
Ом
Ом
Ом
Ом
Ом
Ом
Ом
Ом
мкСм
мкСм
Параметры схем замещения трансформаторов и автотрансформаторов приведены в таблице 3.1.
Таблица 3.1
Параметры схем замещения трансформаторов и автотрансформаторов
|
№ тр-ра |
Тип тр-ра |
Сопротивления обмоток , Ом |
Проводимости,мкСм |
||||||||||||
|
r1.2 |
r1.3 |
r2.3 |
r1 |
r2 |
r3 |
x1.2 |
x1.3 |
x2.3 |
x1 |
x2 |
x3 |
bT |
gT |
||
|
Т1(2) |
АТДЦТН- 200000/330/ 110 |
1,5 |
1,5 |
24,4 |
-10,7 |
12,2 |
12,2 |
57,1 |
206,9 |
136,1 |
64 |
-6,9 |
143 |
8,3 |
1,4 |
|
Т3 |
ТРДН- 40000/110 |
- |
- |
- |
1,3 |
- |
- |
- |
- |
- |
31,8 |
- |
- |
23,1 |
3,5 |
|
Т4 |
ТДТН- 40000/110 |
1,5 |
1,5 |
1,5 |
0,75 |
0,75 |
0,75 |
31,8 |
52,9 |
19,7 |
32,5 |
-0,7 |
20,4 |
19,8 |
3,2 |
|
Т5, Т6 |
ТМ- 630/10 |
- |
- |
- |
2 |
- |
- |
- |
- |
- |
8,7 |
- |
- |
0,02 |
0,15 |
|
Т7 |
ТДНС- 10000/35 |
- |
- |
- |
0,74 |
- |
- |
- |
- |
- |
9,8 |
- |
- |
61,2 |
9,8 |
|
Т8 |
ТМН- 4000/35 |
- |
- |
- |
5,1 |
- |
- |
- |
- |
- |
23 |
- |
- |
29,4 |
4,6 |
|
Т9 |
ТМН- 6300/35 |
- |
- |
- |
1,4 |
- |
- |
- |
- |
- |
14,6 |
- |
- |
41,1 |
6,5 |
Расчет потерь мощности в двухобмоточных трансформаторах.
, (4.1)
где - потери короткого замыкания;
-потери холостого хода;
- мощность нагрузки.
(4.2)
Пример расчета для трансформатора Т5: ТМ 630/10
кВт
кВар
Потери мощности всех двухобмоточных трансформаторов приведены в таблице 4.1
Таблица 4.1
Потери мощности в двухобмоточных трансформаторах
|
№ тр-ра |
Тип трансформатора |
∆Р, МВт |
∆Q, МВар |
|
Т5, Т6 |
ТМ 630/10 |
0,00881 |
0,04718 |
|
Т7 |
ТДНС- 10000/35 |
0,0504 |
0,587 |
|
Т8 |
ТМН- 4000/35 |
0,0391 |
0,336 |
|
Т9 |
ТМН- 6300/35 |
0,05018 |
0,4779 |
Расчет радиальных цепей энергосистемы
(4.3)
Для ;
Для ;
МВА
МВт
МВар
МВА
МВА
МВт
МВар
МВА
МВА
МВт
МВар
МВА
МВА
МВт
МВар
МВА
МВА
Расчет потерь в трехобмоточных трансформаторах и в трансформаторах с расщепленной обмоткой.
Расчетные формулы:
(4.4)
(4.5)
(4.6)
(4.7)
Расчет трансформатора Т4: ТДТН 40000/110
МВА
МВА
кВт
МВт
%
%
%
МВар
Расчет трансформатора Т3: ТРДН 40000/110
Расчет трансформатора с расщепленной обмоткой производится аналогично расчету двухобмоточного трансформатора.
МВА
МВА
МВт
МВар
Расчет кольцевых цепей
МВА
МВА
МВА
МВт
МВар
МВт
МВар
МВт
МВар
МВА
Расчет потерь мощности в автотрансформаторе.
МВА
МВА
кВт
кВт
кВт
МВт
%
%
%
МВар
Потери мощности в двухобмоточных, трехобмоточных трансформаторах и автотрансформаторах сведены в таблицу 4.2.
Таблица 4.2
|
№ тр-ра |
Тип трансформатора |
∆Р, МВт |
∆Q, МВар |
|
Т1(2) |
АТДЦТН- 200000/330/110 |
0,626 |
23,485 |
|
Т3 |
ТРДН- 40000/110 |
0,163 |
3,191 |
|
Т4 |
ТДТН- 40000/110 |
0,125 |
2,705 |
|
Т5, Т6 |
ТМ 630/10 |
0,00881 |
0,04718 |
|
Т7 |
ТДНС- 10000/35 |
0,0504 |
0,587 |
|
Т8 |
ТМН- 4000/35 |
0,0391 |
0,336 |
|
Т9 |
ТМН- 6300/35 |
0,05018 |
0,4779 |
МВт МВар
МВА
МВА
МВА
4.2 Приведение параметров схемы замещения к ступени напряжения
110 кВ
Для расчета напряжений в узлах необходимо параметры схемы замещения привести к одной ступени напряжения. Сопротивления элементов схемы замещения приводятся следующим образом:
(4.8)
(4.9)
Пример расчета для линии 1-2
Ом
Ом
Результаты приведения параметров схемы замещения приведены в таблице 4.3
Таблица 4.3
Приведенные параметры схемы замещения
|
№ узла |
Uист, кВ |
rист, Ом |
rпр, Ом |
хист, Ом |
хпр, Ом |
Линии электропередачи |
|||||
|
1-2(1-3) |
330 |
16 |
1,78 |
66 |
7,33 |
|
6-7 |
110 |
10 |
10 |
20 |
20 |
|
6-8 |
110 |
5,76 |
5,76 |
14,4 |
14,4 |
|
7-8 |
110 |
12,6 |
12,6 |
11,8 |
11,8 |
|
10-11 |
35 |
1,2 |
11,85 |
2,4 |
23,71 |
|
11-13 |
35 |
3 |
29,63 |
6 |
59,27 |
|
13-15 |
35 |
4,34 |
42,87 |
5,88 |
58,08 |
|
17-19(18-20) |
10 |
3,85 |
465,85 |
1,85 |
223,85 |
Таблица 4.3
|
трансформаторов |
Uист, кВ |
rист, Ом |
rпр, Ом |
хист, Ом |
хпр, Ом |
|
|
Трансформаторы |
||||||
|
Т1(Т2) |
В С Н |
330 |
-10,7 |
-1,19 |
64 |
7,11 |
|
С |
12,2 |
1,36 |
-6,9 |
-0,77 |
||
|
Н |
12,2 |
1,36 |
143 |
15,89 |
||
|
Т4 |
В |
110 |
0,75 |
0,75 |
32,5 |
32,5 |
|
С |
0,75 |
0,75 |
-0,7 |
-0,7 |
||
|
Н |
0,75 |
0,75 |
20,4 |
20,4 |
||
|
Т3 |
110 |
1,3 |
1,3 |
31,8 |
31,8 |
|
|
Т5(Т6) |
10 |
2 |
242 |
8,7 |
1052,7 |
|
|
Т7 |
35 |
0,74 |
7,31 |
9,8 |
96,8 |
|
|
Т8 |
35 |
5,1 |
50,38 |
23 |
227,18 |
|
|
Т9 |
35 |
1,4 |
13,83 |
14,6 |
144,21 |
4.3 Расчет напряжения в режиме наибольшей нагрузки.
(4.10)
(4.11)
, (4.12)
где - напряжение, к которому приводились параметры схемы
замещения ( кВ);
- напряжение, приведенное к 110 кВ;
, (4.13)
где .
Пример расчета
U1 = 1,1·110 = 121 кВ
кВ
кВ
Результаты расчета приведенных и фактических напряжений в режиме наибольшей нагрузки приведены в таблице 4.4
Таблица 4.4
|
№ узла |
Uном, кВ |
Ui пр, кВ |
Ui факт, кВ |
|
1 |
330 |
121,000 |
363,000 |
|
2 |
330 |
112,091 |
336,274 |
|
3 |
330 |
112,091 |
336,274 |
|
4 |
10 |
103,191 |
9,390 |
|
5 |
10 |
103,191 |
9,390 |
|
6 |
110 |
106,084 |
106,084 |
|
7 |
110 |
100,681 |
100,681 |
|
8 |
110 |
101,561 |
101,561 |
|
9 |
10 |
94,832 |
8,63 |
|
10 |
35 |
95,857 |
30,483 |
|
11 |
35 |
91,468 |
29,087 |
|
12 |
10 |
86,981 |
7,915 |
|
13 |
35 |
85,513 |
27,193 |
|
14 |
10 |
79,282 |
7,215 |
|
15 |
35 |
81,475 |
25,909 |
|
16 |
10 |
76,376 |
6,950 |
|
17 |
10 |
90,973 |
8,279 |
|
18 |
10 |
90,973 |
8,279 |
|
19 |
10 |
88,077 |
8,015 |
|
20 |
10 |
88,077 |
8,015 |
|
21 |
0,4 |
83,662 |
0,304 |
|
22 |
0,4 |
83,662 |
0,304 |
|
23 |
330 |
106,961 |
320,884 |
|
24 |
330 |
106,961 |
320,884 |
|
25 |
110 |
95,874 |
95,874 |
|
26 |
110 |
93,949 |
93,949 |
4.4 Режим наименьшей нагрузки
Потоки мощности в линиях в режиме наименьшей нагрузки рассчитываются аналогично тому, как это делалось для режима наибольшей нагрузки. Только в расчетные формулы подставляются потери мощности в линиях и трансформаторах, рассчитанные для режима наименьшей нагрузки и нагрузка потребителей, рассчитанная при условии .
Результаты расчета потерь мощности в трансформаторах для режима наименьшей нагрузки сведены в таблицу 4.5.
Таблица 4.5
|
№ тр-ра |
Тип трансформатора |
∆Р, МВт |
∆Q, МВар |
|
Т1(Т2) |
АТДЦТН- 200000/330/110 |
0,269 |
6,383 |
|
Т3 |
ТРДН- 40000/110 |
0,0721 |
1,003 |
|
Т4 |
ТДТН- 40000/110 |
0,0588 |
0,810 |
|
Т5(Т6) |
ТМ 630/10 |
0,00336 |
0,0236 |
|
Т7 |
ТДНС- 10000/35 |
0,0216 |
0,203 |
|
Т8 |
ТМН- 4000/35 |
0,014 |
0,111 |
|
Т9 |
ТМН- 6300/35 |
0,0185 |
0,158 |
Результаты расчета потерь мощности в линиях для режима наименьшей нагрузки сведены в таблицу 4.6.
Таблица 4.6
|
№ узлов, ограничивающих линию |
, МВА |
|
1-2(3) |
0,977+j4,031 |
|
6-7 |
0,154+j0,309 |
|
6-8 |
0,136+j0,340 |
|
7-8 |
0,0085+j0,0079 |
|
10-11 |
0,0889+j0,178 |
|
11-13 |
0,0674+j0,135 |
|
13-15 |
0,0343+j0,0465 |
|
17-19(18-20) |
0,00388+j0,00186 |
Результаты расчета потоков мощности в линиях для режима наименьшей нагрузки сведены в таблицу 4.7.
Таблица 4.7
|
№ узлов, ограничиваю- щих линию |
, МВА |
, МВА |
|
1-2(3) |
77,849+j24,302 |
78,827-j8,693 |
|
6-7 |
10,933+j8,206 |
11,087+j7,647 |
|
6-8 |
13,537+j10,135 |
13,673+j9,843 |
|
7-8 |
2,434+j1,483 |
2,442+j1,491 |
|
10-11 |
7,356+j6,053 |
7,445+j6,231 |
|
11-13 |
4,067+j3,315 |
4,134+j3,45 |
|
13-15 |
2,419+j1,958 |
2,453+j2,004 |
|
17-19(18-20) |
0,243+j0,204 |
0,247+j0,205 |
Напряжения в узлах в режиме наименьшей нагрузки рассчитываются аналогично тому, как это делалось для режима наибольшей нагрузки.
Результаты расчета напряжений в узлах для режима наименьшей нагрузки сведены в таблицу 4.8.
Таблица 4.8
|
№ узла |
Uном, кВ |
Ui пр, кВ |
Ui факт, кВ |
|
1 |
330 |
121 |
363 |
|
2 |
330 |
118,219 |
354,658 |
|
3 |
330 |
118,219 |
354,658 |
|
4 |
10 |
113,666 |
10,344 |
|
5 |
10 |
113,666 |
10,344 |
|
6 |
110 |
115,120 |
115,120 |
|
7 |
110 |
112,641 |
112,641 |
|
8 |
110 |
113,091 |
113,091 |
|
9 |
10 |
109,893 |
10,000 |
|
10 |
35 |
110,405 |
35,109 |
|
11 |
35 |
108,312 |
34,443 |
|
12 |
10 |
106,021 |
9,648 |
|
13 |
35 |
105,438 |
33,529 |
|
14 |
10 |
102,264 |
9,306 |
|
15 |
35 |
103,463 |
32,901 |
|
16 |
10 |
100,844 |
9,177 |
|
17 |
10 |
107,853 |
9,815 |
|
18 |
10 |
107,853 |
9,815 |
|
19 |
10 |
106,409 |
9,683 |
|
20 |
10 |
106,409 |
9,683 |
|
21 |
0,4 |
104,176 |
0,378 |
|
22 |
0,4 |
104,176 |
0,378 |
|
23 |
330 |
115,576 |
346,728 |
|
24 |
330 |
115,576 |
346,728 |
|
25 |
110 |
110,416 |
110,416 |
|
26 |
110 |
109,363 |
109,363 |
5. ВЫБОР СРЕДСТВ КОМПЕНСАЦИИ РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ
Расчет необходимых величин реактивной мощности производится по формуле:
, (5.1)
где - реактивная мощность, которую необходимо скомпенсировать в узле i;
- активная мощность узла i;
- тангенс угла.
Пример расчета необходимой величины реактивной мощности в узле 16:
МВар
Компенсирующее устройство: УКЛП 56-10,5-1800У3
Мвар
МВА
Результаты расчета и выбора компенсирующих устройств сведены в
таблицу 5.1.
Таблица 5.1
|
№ узла |
, МВА |
, МВар |
, МВА |
Тип компенсирующего устройства |
Кол-во |
|
4(5) |
32+j24 |
11,2 |
32+j12,8 |
УКП 56-10,5-3150У3УКП 56-10,5-1750У3 |
3 1 |
|
9 |
7,2+j5,4 |
2,52 |
7,2+j2,7 |
УКП 56-10,5-2700У3 |
1 |
|
12 |
6,4+j4,8 |
2,24 |
6,4+j2,55 |
УКП 56-10,5-2250У3 |
1 |
|
14 |
3,2+j2,4 |
1,12 |
3,2+j1,05 |
УКП 56-10,5-1350У3 |
1 |
|
16 |
4,8+j3,6 |
1,68 |
4,8+j1,8 |
УКП 56-10,5-1800У3УКЛН 10-300-У3 |
1 |
|
17(18) |
12,8+j9,6 |
4,48 |
12,8+j5,12 |
УКП 56-10,5-3150У3УКП 56-10,5-1330У3 |
1 1 |
|
21(22) |
0,48+j0,36 |
0,192 |
0,48+j0,16 |
УМК 58-0,4-200-33,3У3 |
1 |
6. РАСЧЕТ РАБОЧИХ РЕЖИМОВ С УЧЕТОМ КОМПЕНСАЦИИ
6.1 Расчет потерь мощности в трансформаторах с учетом компенсации
Расчет потерь мощности в двухобмоточных, трехобмоточных, с расщепленной обмоткой трансформаторах и в автотрансформаторах с учетом компенсации выполняется по формулам аналогично расчету потерь мощности в трансформаторах в режиме наибольшей нагрузки, но при этом в формулы подставляются Ski.
Результаты расчета потерь мощности в трансформаторах в режиме наибольшей нагрузки с учетом компенсации приведены в таблице 6.1
Таблица 6.1
|
№ тр-ра |
Тип трансформатора |
∆Р, МВт |
∆Q, МВар |
|
Т1(Т2) |
АТДЦТН- 200000/330/110 |
0,528 |
18,669 |
|
Т3 |
ТРДН- 40000/110 |
0,132 |
2,435 |
|
Т4 |
ТДТН- 40000/110 |
0,0979 |
1,936 |
|
Т5(Т6) |
ТМ 630/10 |
0,00679 |
0,0385 |
|
Т7 |
ТДНС- 10000/35 |
0,0405 |
0,455 |
|
Т8 |
ТМН- 4000/35 |
0,0294 |
0,249 |
|
Т9 |
ТМН- 6300/35 |
0,0388 |
0,364 |
Для сравнения потери мощности в трансформаторах для всех трех режимов объединены в таблицу 6.2.
Таблица 6.2
|
№ тр-ра |
Тип трансформатора |
Наибольшая нагрузка |
Наименьшая нагрузка |
С учётом компенсации |
|||
|
∆Р, МВт |
∆Q, МВар |
∆Р, МВт |
∆Q, МВар |
∆Р, МВт |
∆Q, МВар |
||
|
Т1(Т2) |
АТДЦТН- 200000/330/110 |
0,626 |
23,485 |
0,269 |
6,383 |
0,528 |
18,669 |
|
Т3 |
ТРДН- 40000/110 |
0,163 |
3,191 |
0,0721 |
1,003 |
0,132 |
2,435 |
|
Т4 |
ТДТН- 40000/110 |
0,125 |
2,705 |
0,0588 |
0,810 |
0,0979 |
1,936 |
|
Т5(Т6) |
ТМ 630/10 |
0,00881 |
0,04718 |
0,00336 |
0,0236 |
0,00679 |
0,0385 |
|
Т7 |
ТДНС- 10000/35 |
0,0504 |
0,587 |
0,0216 |
0,203 |
0,0405 |
0,455 |
|
Т8 |
ТМН- 4000/35 |
0,0391 |
0,336 |
0,014 |
0,111 |
0,0294 |
0,249 |
|
Т9 |
ТМН- 6300/35 |
0,05018 |
0,4779 |
0,0185 |
0,158 |
0,0388 |
0,364 |
6.2 Расчет потоков мощности в линиях с учетом компенсации
Потоки мощности в линиях с учетом компенсации рассчитываются аналогично, как это делалось в режиме наибольшей нагрузки. Только в расчет подставляются потери мощности в линиях и трансформаторах, рассчитанные в режиме компенсации, а также нагрузка потребителей, рассчитанная при условии учёта компенсации.
Результаты расчета потоков мощности в линиях в режиме наибольшей нагрузки с учетом компенсации приведены в таблице 6.3.
Таблица 6.3
Потоки мощности в линиях с учетом компенсации
|
№ линии |
Потери мощностив линиях |
Потоки мощности в линиях с учётом КУ |
|
|
, МВА |
, МВА |
||
|
1-2(1-3) |
4,022+j16,59 |
155,928+j55,321 |
159,950+j34,885 |
|
6-7 |
0,483+j0,966 |
21,935+j10,171 |
22,418+j10,269 |
|
6-8 |
0,427+j1,068 |
27,155+j12,649 |
27,582+j13,086 |
|
7-8 |
0,0265+j0,0248 |
4,792+j1,585 |
4,818+j1,61 |
|
10-11 |
0,263+j0,525 |
14,803+j6,992 |
15,066+j7,518 |
|
11-13 |
0,195+j0,390 |
8,168+j3,598 |
8,363+j3,988 |
|
13-15 |
0,0995+j0,135 |
4,839+j2,164 |
4,938+j2,299 |
|
17-19(18-20) |
0,0106+j0,0051 |
0,487+j0,198 |
0,497+j0,204 |
6.3 Расчёт напряжений в узлах сети с КУ
Расчёт выполняется аналогично расчёту в пункте 4.3. Результаты расчета приведены в таблице 6.4.
Таблица 6.4
Напряжения в узлах сети с КУ
|
№ узла |
Uном, кВ |
Ui пр, кВ |
Ui факт, кВ |
|
1 |
330 |
121 |
363 |
|
2 |
330 |
115,185 |
345,555 |
|
3 |
330 |
115,185 |
345,555 |
|
4 |
10 |
110,397 |
10,046 |
|
5 |
10 |
110,397 |
10,046 |
|
6 |
110 |
111,465 |
111,465 |
|
7 |
110 |
107,665 |
107,665 |
|
8 |
110 |
108,426 |
108,426 |
|
9 |
10 |
104,820 |
9,539 |
|
10 |
35 |
105,307 |
33,488 |
|
11 |
35 |
102,234 |
32,510 |
|
12 |
10 |
99,714 |
9,074 |
|
13 |
35 |
98,155 |
31,213 |
|
14 |
10 |
94,719 |
8,620 |
|
15 |
35 |
95,142 |
30,255 |
|
16 |
10 |
92,378 |
8,406 |
|
17 |
10 |
102,218 |
9,302 |
|
18 |
10 |
102,218 |
9,302 |
|
19 |
10 |
99,753 |
9,078 |
|
20 |
10 |
99,753 |
9,078 |
|
21 |
0,4 |
97,258 |
0,353 |
|
22 |
0,4 |
97,258 |
0,353 |
|
23 |
330 |
112,550 |
337,649 |
|
24 |
330 |
112,550 |
337,649 |
|
25 |
110 |
105,362 |
105,362 |
|
26 |
110 |
103,844 |
103,844 |
|
№ узла |
Uном, кВ |
Наибольшая нагрузка |
Наименьшая нагрузка |
С учётом компенсации |
|||
|
Ui пр, кВ |
Ui факт, кВ |
Ui пр, кВ |
Ui факт, кВ |
Ui пр, кВ |
Ui факт, кВ |
||
|
1 |
330 |
121 |
363 |
121 |
363 |
121 |
363 |
|
2 |
330 |
112,091 |
336,274 |
118,219 |
354,658 |
115,185 |
345,555 |
|
3 |
330 |
112,091 |
336,274 |
118,219 |
354,658 |
115,185 |
345,555 |
|
4 |
10 |
103,191 |
9,390 |
113,666 |
10,344 |
110,397 |
10,046 |
|
5 |
10 |
103,191 |
9,390 |
113,666 |
10,344 |
110,397 |
10,046 |
|
6 |
110 |
106,084 |
106,084 |
115,120 |
115,120 |
111,465 |
111,465 |
|
7 |
110 |
100,681 |
100,681 |
112,641 |
112,641 |
107,665 |
107,665 |
|
8 |
110 |
101,561 |
101,561 |
113,091 |
113,091 |
108,426 |
108,426 |
|
9 |
10 |
94,832 |
8,63 |
109,893 |
10,000 |
104,820 |
9,539 |
|
10 |
35 |
95,857 |
30,483 |
110,405 |
35,109 |
105,307 |
33,488 |
|
11 |
35 |
91,468 |
29,087 |
108,312 |
34,443 |
102,234 |
32,510 |
|
12 |
10 |
86,981 |
7,915 |
106,021 |
9,648 |
99,714 |
9,074 |
|
13 |
35 |
85,513 |
27,193 |
105,438 |
33,529 |
98,155 |
31,213 |
|
14 |
10 |
79,282 |
7,215 |
102,264 |
9,306 |
94,719 |
8,620 |
|
15 |
35 |
81,475 |
25,909 |
103,463 |
32,901 |
95,142 |
30,255 |
|
16 |
10 |
76,376 |
6,950 |
100,844 |
9,177 |
92,378 |
8,406 |
|
17 |
10 |
90,973 |
8,279 |
107,853 |
9,815 |
102,218 |
9,302 |
|
18 |
10 |
90,973 |
8,279 |
107,853 |
9,815 |
102,218 |
9,302 |
|
19 |
10 |
88,077 |
8,015 |
106,409 |
9,683 |
99,753 |
9,078 |
|
20 |
10 |
88,077 |
8,015 |
106,409 |
9,683 |
99,753 |
9,078 |
|
21 |
0,4 |
83,662 |
0,304 |
104,176 |
0,378 |
97,258 |
0,353 |
|
22 |
0,4 |
83,662 |
0,304 |
104,176 |
0,378 |
97,258 |
0,353 |
|
23 |
330 |
106,961 |
320,884 |
115,576 |
346,728 |
112,550 |
337,649 |
|
24 |
330 |
106,961 |
320,884 |
115,576 |
346,728 |
112,550 |
337,649 |
|
25 |
110 |
95,874 |
95,874 |
110,416 |
110,416 |
105,362 |
105,362 |
|
26 |
110 |
93,949 |
93,949 |
109,363 |
109,363 |
103,844 |
103,844 |
Обрыв наиболее загруженной линии 6-8.
Схема электрической сети после аварии
Рис. 7.1
Расчет потоков мощности в радиальных сетях совпадает с расчётом в пункте 6.2. Эквивалентные мощности в узлах 7 и 8 берутся такие же, как в пункте 6.2, разорванное кольцо будет рассчитываться как радиальные сети.
Расчет потерь мощности в автотрансформаторе.
МВА
МВА
МВА
МВА
кВт
кВт
кВт
МВт
%
%
%
МВар
Результаты расчета потоков мощности и потерь в линиях при обрыве линии 6-8 сведены в таблицу 7.1.
Таблица 7.1
|
№ линии |
Потери мощностив линиях |
Потоки мощности в линиях при обрывелинии 6-8 |
|
|
, МВА |
, МВА |
||
|
1-2(3) |
4,122+j17,004 |
157,077+j58,165 |
161,199+j38,144 |
|
6-7 |
2,525+j5,049 |
49,754+j24,071 |
52,279+j28,25 |
|
7-8 |
0,663+j0,621 |
22,364+j11,694 |
23,027+j12,315 |
|
10-11 |
0,263+j0,525 |
14,803+j6,992 |
15,066+j7,518 |
|
11-13 |
0,195+j0,390 |
8,168+j3,598 |
8,363+j3,988 |
|
13-15 |
0,0995+j0,135 |
4,839+j2,164 |
4,938+j2,299 |
|
17-19(18-20) |
0,0106+j0,0051 |
0,487+j0,198 |
0,497+j0,204 |
Расчет напряжений в узлах
Расчет напряжений в узлах электрической сети в послеаварийном режиме производится аналогично расчету напряжений в режиме наибольшей нагрузки.
Пример расчета:
U1пр=121 кВ
кВ
кВ
Результаты расчета напряжений приведены в таблице 7.2.
Таблица 7.2
Напряжения в узлах при обрыве линии 6-8
|
№ узла |
Uном, кВ |
Ui пр, кВ |
Ui факт, кВ |
|
1 |
330 |
121 |
363 |
|
2 |
330 |
114,98 |
344,94 |
|
3 |
330 |
114,98 |
344,94 |
|
4 |
10 |
112,457 |
10,234 |
|
5 |
10 |
112,457 |
10,234 |
|
6 |
110 |
113,530 |
113,530 |
|
7 |
110 |
104,855 |
104,855 |
|
8 |
110 |
101,044 |
101,044 |
|
9 |
10 |
100,563 |
9,151 |
|
10 |
35 |
101,049 |
32,134 |
|
11 |
35 |
97,977 |
31,157 |
|
12 |
10 |
95,464 |
8,687 |
|
13 |
35 |
91,390 |
29,062 |
|
14 |
10 |
87,970 |
8,005 |
|
15 |
35 |
84,959 |
27,017 |
|
16 |
10 |
82,220 |
7,482 |
|
17 |
10 |
99,417 |
9,047 |
|
18 |
10 |
99,417 |
9,047 |
|
19 |
10 |
96,952 |
8,823 |
|
20 |
10 |
96,952 |
8,823 |
|
21 |
0,4 |
94,460 |
0,342 |
|
22 |
0,4 |
94,460 |
0,342 |
|
23 |
330 |
114,611 |
343,833 |
|
24 |
330 |
114,611 |
343,833 |
|
25 |
110 |
101,104 |
101,104 |
|
26 |
110 |
101,041 |
101,041 |
Обрыв линии 1-3
Схема электрической сети после аварии
Рис. 7.2
Расчет потока мощностей
Эквивалентная мощность узла 6 остаётся такой же как в пункте 6.2, поэтому расчет радиальных и кольцевых сетей ведется аналогично.
МВт МВар
Результаты расчета потоков мощности и потерь в линиях при обрыве линии 1-3 сведены в таблицу 7.3.
Таблица 7.3
|
№ линии |
Потери мощностив линиях |
Потоки мощности в линиях при обрыве линии 1-3 |
|
|
, МВА |
, МВА |
||
|
1-2 |
17,49+j72,16 |
311,857+j147,668 |
329,347+j182,803 |
|
6-7 |
0,483+j0,966 |
21,935+j10,171 |
22,418+j10,269 |
|
6-8 |
0,427+j1,068 |
27,155+j12,649 |
27,582+j13,086 |
|
7-8 |
0,0265+j0,0248 |
4,792+j1,585 |
4,818+j1,61 |
|
10-11 |
0,263+j0,525 |
14,803+j6,992 |
15,066+j7,518 |
|
11-13 |
0,195+j0,390 |
8,168+j3,598 |
8,363+j3,988 |
|
13-15 |
0,0995+j0,135 |
4,839+j2,164 |
4,938+j2,299 |
|
17-19(18-20) |
0,0106+j0,0051 |
0,487+j0,198 |
0,497+j0,204 |
Расчет напряжений в узлах
Расчет напряжений в узлах электрической сети в послеаварийном режиме производится аналогично расчету напряжений в режиме наибольшей нагрузки.
Пример расчета:
U1пр=121 кВ
кВ
кВ
Результаты расчета напряжений приведены в таблице 7.4.
Таблица 7.4
Напряжения в узлах при обрыве линии 1-3
|
№ узла |
Uном, кВ |
Ui пр, кВ |
Ui факт, кВ |
|
1 |
330 |
121 |
363 |
|
2 |
330 |
107,701 |
323,102 |
|
3 |
330 |
105,171 |
315,513 |
|
4 |
10 |
100,537 |
9,149 |
|
5 |
10 |
100,537 |
9,149 |
|
6 |
110 |
101,597 |
101,597 |
|
7 |
110 |
97,802 |
97,802 |
|
8 |
110 |
98,562 |
98,562 |
|
9 |
10 |
94,978 |
8,643 |
|
10 |
35 |
95,464 |
30,358 |
|
11 |
35 |
92,394 |
29,381 |
|
12 |
10 |
89,891 |
8,180 |
|
13 |
35 |
85,821 |
27,291 |
|
14 |
10 |
82,415 |
7,5 |
|
15 |
35 |
79,405 |
25,251 |
|
16 |
10 |
76,682 |
6,978 |
|
17 |
10 |
92,391 |
8,408 |
|
18 |
10 |
92,391 |
8,408 |
|
19 |
10 |
89,926 |
8,183 |
|
20 |
10 |
89,926 |
8,183 |
|
21 |
0,4 |
87,442 |
0,317 |
|
22 |
0,4 |
87,442 |
0,317 |
|
23 |
330 |
102,681 |
308,044 |
|
24 |
330 |
102,681 |
308,044 |
|
25 |
110 |
95,519 |
95,519 |
|
26 |
110 |
94,010 |
94,010 |
Т1,Т2: АТДЦТН - 200000/330/110
РПН ±6 × 2% на стороне СН
Регулирование напряжения с помощью РПН на обмотке НН невозможно
Т3: ТРДН-40000/110
РПН ±9 × 1,78% в нейтрали ВН
ПБВ ±2 × 2,5% на стороне СН
Т4: ТДТН – 40000/110
РПН ±9 × 1,78% в нейтрали ВН
ПБВ ±2 × 2,5% на стороне СН
Т5,Т6: ТМ – 630/10
ПБВ ±2 × 2,5%
Т7: ТДНС – 10000/35
РПН ±8 × 1,5% в нейтрали ВН
Т8: ТМН – 4000/35
РПН ±8 × 1,5% в нейтрали ВН
Т9: ТМН-6300/35
РПН ±8 × 1,5% на стороне ВН
Для регулирования напряжения в узлах 4,5 и 16 в режиме наибольшей нагрузки и для регулирования напряжения в узлах 4 и 5 в послеаварийном режиме при обрыве линии 1-3 дополнительно использовались линейные регулировочные трансформаторы. Потоки мощности в узлах 4 и 5 равны 40 МВА, в узле 16 равен 6 МВА. Выбираем регулировочные трансформаторы, рассчитанные на напряжение 10 кВ:
ЛТМН – 16000/10
ЛТДН – 40000/10
Регулирование переключателем ±10 × 1,5%
Результаты расчета регулирования напряжения приведены в
таблицах 8.1, 8.2, 8.3, 8.4, 8.5.
Таблица 8.1
Регулирование напряжения в узлах в режиме наибольшей нагрузки
|
№ узла |
Uном, кВ |
Uфакт, кВ |
Степень регулирования |
Примечания |
|||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
||||
|
1 |
330 |
363 |
1. В узле 6: РПН +52%. 2. В узлах 8,9: РПН +61,78% , В узлах 17, 18: РПН +91,78%. 3. В узлах 21, 22: ПБВ +22,5%. В узле 12: РПН +61,5%. В узле 14: РПН +81,5%. В узле 16: РПН +81,5%. 4. В узлах 4,5: ЛР +81,5%. В узле 16: ЛР +81,5%. |
||||
|
2(3) |
330 |
336,27 |
|||||
|
4(5) |
10 |
9,39 |
10,52 |
||||
|
6 |
110 |
106,08 |
116,69 |
||||
|
7 |
110 |
100,68 |
110,75 |
||||
|
17(18) |
10 |
8,279 |
9,11 |
10,57 |
|||
|
19(20) |
10 |
8,015 |
8,82 |
10,23 |
|||
|
21(22) |
0,4 |
0,304 |
0,33 |
0,39 |
0,41 |
||
|
8 |
110 |
101,56 |
111,72 |
||||
|
9 |
10 |
8,63 |
9,49 |
10,50 |
|||
|
10 |
35 |
30,483 |
33,53 |
37,09 |
|||
|
11 |
35 |
29,087 |
32,00 |
35,39 |
|||
|
12 |
10 |
7,915 |
8,71 |
9,63 |
10,5 |
||
|
13 |
35 |
27,193 |
29,91 |
33,08 |
|||
|
14 |
10 |
7,215 |
7,94 |
8,78 |
9,83 |
||
|
15 |
35 |
25,909 |
28,50 |
31,52 |
|||
|
16 |
10 |
6,95 |
7,65 |
8,46 |
9,47 |
10,61 |
Регулирование напряжения в узлах в режиме наименьшей нагрузки
|
№ узла |
Uном, кВ |
Uфакт, кВ |
Степень регулирования |
Примечания |
||
|
1 |
2 |
3 |
||||
|
1 |
330 |
363 |
1. Нет регулирования 2. В узлах 8, 9: РПН +31,78%. В узлах 17, 18: РПН +51,78%. 3. В узле 12: РПН +21,5%. В узле 14: РПН +51,5%. В узле 16: РПН +61,5%. |
|||
|
2(3) |
330 |
354,66 |
||||
|
4(5) |
10 |
10,344 |
||||
|
6 |
110 |
115,12 |
||||
|
7 |
110 |
112,64 |
||||
|
17(18) |
10 |
9,815 |
10,69 |
|||
|
19(20) |
10 |
9,683 |
10,54 |
|||
|
21(22) |
0,4 |
0,378 |
0,41 |
|||
|
8 |
110 |
113,09 |
||||
|
9 |
10 |
10 |
10,53 |
|||
|
10 |
35 |
35,109 |
36,98 |
|||
|
11 |
35 |
34,443 |
36,28 |
|||
|
12 |
10 |
9,648 |
10,16 |
10,47 |
||
|
13 |
35 |
33,529 |
35,32 |
|||
|
14 |
10 |
9,306 |
9,80 |
10,54 |
||
|
15 |
35 |
32,901 |
34,66 |
|||
|
16 |
10 |
9,177 |
9,67 |
10,54 |
Таблица 8.3
Регулирование напряжения в узлах в режиме наибольшей нагрузки с учетом компенсации
|
№ узла |
Uном, кВ |
Uфакт, кВ |
Ступень регулирования |
Примечания |
|||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
||||
|
1 |
330 |
363 |
1 В узле 6: РПН +22%. 2. В узлах 8, 9: РПН +41,78%. В узлах 17, 18: РПН +51,78%. 3. В узлах 21, 22: ПБВ +22,5%. 4. В узле 12: РПН +31,5%. В узле 14: РПН +71,5%. В узле 16: РПН +81,5%. |
||||
|
2(3) |
330 |
345,56 |
|||||
|
4(5) |
10 |
10,046 |
|||||
|
6 |
110 |
111,47 |
115,92 |
||||
|
7 |
110 |
107,67 |
111,97 |
||||
|
17(18) |
10 |
9,302 |
9,67 |
10,54 |
|||
|
19(20) |
10 |
9,078 |
9,44 |
10,28 |
|||
|
21(22) |
0,4 |
0,353 |
0,37 |
0,40 |
0,42 |
||
|
8 |
110 |
108,43 |
112,76 |
||||
|
9 |
10 |
9,539 |
9,92 |
10,63 |
|||
|
10 |
35 |
33,488 |
34,83 |
37,31 |
|||
|
11 |
35 |
32,51 |
33,81 |
36,22 |
|||
|
12 |
10 |
9,074 |
9,44 |
10,11 |
10,56 |
||
|
13 |
35 |
31,213 |
32,46 |
34,77 |
|||
|
14 |
10 |
8,62 |
8,96 |
9,60 |
10,61 |
||
|
15 |
35 |
30,255 |
31,47 |
33,71 |
|||
|
16 |
10 |
8,406 |
8,74 |
9,36 |
10,49 |
Таблица 8.4
Регулирование напряжения в узлах в послеаварийном режиме при обрыве линии 6-8
|
№ узла |
Uном, кВ |
Uфакт, кВ |
Ступень регулирования |
Примечания |
||
|
1 |
2 |
3 |
||||
|
1 |
330 |
363 |
1 В узле 6: РПН +22%. 2. В узлах 8, 9: РПН +61,78% , В узлах 17, 18: РПН +71,78%. 3. В узлах 21, 22: ПБВ +22,5%. В узле 12: РПН +31,5%. В узле 14: РПН +81,5%. В узле 16: РПН +81,5%. |
|||
|
2(3) |
330 |
344,94 |
||||
|
4(5) |
10 |
10,234 |
||||
|
6 |
110 |
113,53 |
118,07 |
|||
|
7 |
110 |
104,86 |
109,05 |
|||
|
17(18) |
10 |
9,047 |
9,41 |
10,58 |
||
|
19(20) |
10 |
8,823 |
9,18 |
10,32 |
||
|
21(22) |
0,4 |
0,342 |
0,36 |
0,40 |
0,42 |
|
|
8 |
110 |
101,04 |
105,09 |
|||
|
9 |
10 |
9,151 |
9,52 |
10,53 |
||
|
10 |
35 |
32,134 |
33,42 |
36,99 |
||
|
11 |
35 |
31,157 |
32,40 |
35,86 |
||
|
12 |
10 |
8,687 |
9,03 |
10,00 |
10,45 |
|
|
13 |
35 |
29,062 |
30,22 |
33,45 |
||
|
14 |
10 |
8,005 |
8,33 |
9,21 |
10,32 |
|
|
15 |
35 |
27,017 |
28,10 |
31,10 |
||
|
16 |
10 |
7,482 |
7,78 |
8,61 |
9,65 |
Таблица 8.5
Регулирование напряжения в узлах в послеаварийном режиме при обрыве линии 1-3
|
№ узла |
Uном, кВ |
Uфакт, кВ |
Ступень регулирования |
Примечания |
||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
||||
|
1 |
330 |
363 |
1. В узле 6: РПН +62%. 2. В узлах 8, 9: РПН +51,78% , В узлах 17, 18: РПН +71,78%. 3. В узлах 21, 22: ПБВ +22,5%. 4. В узле 12: РПН +41,5%. В узле 14: РПН +81,5%. В узле 16: РПН +81,5%. 5. В узлах 4, 5: ЛР +101,5%. |
|||||
|
2 |
330 |
323,102 |
||||||
|
3 |
330 |
315,513 |
||||||
|
4(5) |
10 |
9,149 |
10,52 |
|||||
|
6 |
110 |
101,597 |
113,79 |
|||||
|
7 |
110 |
97,802 |
109,54 |
|||||
|
17(18) |
10 |
8,408 |
9,42 |
10,59 |
||||
|
19(20) |
10 |
8,183 |
9,16 |
10,31 |
||||
|
21(22) |
0,4 |
0,317 |
0,36 |
0,40 |
0,42 |
|||
|
8 |
110 |
98,562 |
110,39 |
|||||
|
9 |
10 |
8,643 |
9,68 |
10,54 |
||||
|
10 |
35 |
30,358 |
34,00 |
37,03 |
||||
|
11 |
35 |
29,381 |
32,91 |
35,84 |
||||
|
12 |
10 |
8,18 |
9,16 |
9,98 |
10,58 |
|||
|
13 |
35 |
27,291 |
30,57 |
33,29 |
||||
|
14 |
10 |
7,5 |
8,40 |
9,15 |
10,25 |
|||
|
15 |
35 |
25,251 |
28,28 |
30,80 |
||||
|
16 |
10 |
6,978 |
7,82 |
8,51 |
9,53 |
9. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ ПРОВОДОВ ВЛ, ТРАНСФОРМАТОРОВ, КОМПЕНСИРУЮЩИХ УСТРОЙСТВ.
9.1. Технико-экономическое обоснование сечений ВЛ
, (9.1)
где - капитальные затраты;
-норма дисконта; ;
-амортизационные отчисления; ;
-ежегодные издержки.
, (9.2)
где -капитальные затраты по справочным данным 1985 года на сооружение одного км ЛЭП;
=70 - величина дисконта;
-коэффициент затрат на транспортировку;
-коэффициент затрат на строительство;
- коэффициент затрат на монтаж.
, (9.3)
где - затраты на обслуживание;
- стоимость потерь электроэнергии.
, (9.4)
где =0,02 - коэффициент затрат для ВЛ.
, (9.5)
где - потери мощности в линии;
- время потерь;
- удельная стоимость потерь электроэнергии.
, (9.6)
где - число часов максимума нагрузок.
Линия 1-2: 330 кВ, 2хАС -185/29, L=200 км;
Выбираем железобетонные двухцепные опоры
тыс. руб./ км
км
тыс. руб.
часов
часов
тыс. руб.
кВт
руб/кВт·ч
тыс. руб.
тыс. руб.
тыс. руб.
Возьмем провод 2хАС-240/32
Ом/км
кВт
тыс. руб./ км
тыс. руб.
тыс. руб.
тыс. руб.
тыс. руб.
тыс. руб.
Экономически более выгодно использовать провод 2хАС-185/29
Линия 6-8: 110 кВ, АС–185, L=36 км;
Выбираем железобетонные одноцепные опоры
тыс. руб./ км
км
тыс. руб.
часов
часов
тыс. руб.
кВт
руб/кВт·ч
тыс. руб.
тыс. руб.
тыс. руб.
Возьмем провод АС-240/32
Ом/км
кВт
тыс. руб./ км
тыс. руб.
тыс. руб.
тыс. руб.
тыс. руб.
тыс. руб.
Экономически более выгодно брать провод АС-185 и это можно объяс- нить тем, что мы выбирали его по условию минимального сечения.
Линия 13-15: 35 кВ, АС–95, L=14км
Выбираем железобетонные одноцепные опоры
тыс. руб./ км
км
тыс. руб.
часов
часов
тыс. руб.
кВт
руб/кВт·ч
тыс. руб.
тыс. руб.
тыс. руб.
Возьмем провод АС–120/19
Ом/км
кВт
тыс. руб./ км
тыс. руб.
тыс. руб.
тыс. руб.
тыс. руб.
тыс. руб.
Экономически более выгодно использовать провод АС-120.
, (9.7)
где - капитальные затраты;
- норма дисконта; ;
- амортизационные отчисления; ;
- ежегодные издержки.
, (9.8)
где - стоимость трансформатора по справочным данным 1985 года;
=70 - величина дисконта;
- коэффициент затрат на транспортировку;
- коэффициент затрат на строительство;
- коэффициент затрат на монтаж.
, (9.9)
где - затраты на обслуживание;
- стоимость потерь электроэнергии.
, (9.10)
где =0,028 - коэффициент затрат для трансформаторов.
, (9.11)
где - потери мощности в трансформаторе годовые;
- стоимость потерь электроэнергии.
, (9.12)
где- число часов в году;
- потери холостого хода трансформатора;
- потери короткого замыкания;
- мощность трансформатора;
- номинальная мощность трансформатора.
Т1: АТДЦТН - 200000/330/110
тыс.руб.
тыс.руб
тыс. руб.
часов
часов
кВт.ч
руб/кВт·ч
тыс. руб.
тыс. руб.
тыс.руб
Возьмем трансформатор АТДЦТН - 250000/330/150
тыс.руб.
тыс.руб
тыс. руб.
кВт.ч
тыс. руб.
тыс. руб.
тыс.руб
Выгоднее использовать трансформатор АТДЦТН - 200000/330/110
Т4: ТДТН - 40000/110/35
тыс.руб.
тыс.руб
тыс. руб.
часов
часов
кВт.ч
руб/кВт·ч
тыс. руб.
тыс. руб.
тыс.руб
Возьмем ТДТН - 63000/110/35
тыс.руб.
тыс.руб
тыс. руб.
кВт.ч тыс. руб.
тыс. руб.
тыс.руб
Выгоднее использовать трансформатор ТДТН - 40000/110/35
Т9: ТМН - 6300/35/10
тыс.руб.
тыс.руб
тыс. руб.
часов
часов
кВт.ч
руб/кВт·ч
тыс. руб.
тыс. руб.
тыс.руб
Возьмем ТДНС - 10000/35/10
тыс.руб.
тыс.руб
тыс. руб.
кВт.ч
тыс. руб.
тыс. руб.
тыс.руб
Выгоднее использовать трансформатор ТМН - 6300/35
Т5: ТМ - 630/10/0,4
тыс.руб.
тыс.руб
тыс. руб.
часов
часов
кВт.ч
руб/кВт·ч
тыс. руб.
тыс. руб.
тыс.руб
Возьмем ТМ - 1000/10/0,4
тыс.руб.
тыс.руб
тыс. руб.
кВт.ч
тыс. руб.
тыс. руб.
тыс.руб
Выгоднее использовать трансформатор ТМ -630/10/0,4
9.3. Технико-экономическое обоснование КУ
часов
часов
, (9.13)
, (9.14)
, (9.15)
руб/кВт·ч
(9.16)
(9.17)
(9.18)
(9.19)
Узел 14
10 кВ: S14=3,2+j2,4 УКП 56-10,5-1350У3
тыс. руб.
кВар
тыс. руб.
тыс. руб.
тыс. руб.
года
Узел 16
10 кВ: S16=4,8+j3,6 УКП 56-10,5-1800У3
тыс. руб.
кВар
тыс. руб.
тыс. руб.
тыс. руб.
года
Узел 21
0,4 кВ: S21=0,48+j0,36 УМК 58-0,4-200-33,3У3
тыс. руб.
кВар
тыс. руб.
тыс. руб.
тыс. руб.
года
10. МЕХАНИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ ПРОВОДОВ ВОЗДУШНОЙ
ЛИНИИ 110 кВ.
Линию с номинальным напряжением 110 кВ предполагается построить в третьем районе по гололеду и втором по ветру. Высшая температура в этом районе +400С, низшая температура -400С, среднегодовая +50С. Линия будет проложена на одноцепных железобетонных опорах проводом марки АС-185/29. Длина пролета по [3], принята равной 210 м.
Определим наибольшую стрелу провеса провода.
Сначала по [1] определяем для нормального исполнения провода сечение алюминиевой части Fal=181 мм2, стальной части Fст=29 мм2, удельная масса провода G0=728 КГ/КМ. Теперь по [3] для провода АС-185/29 определяем :
при наибольшей нагрузке:
Н/м2 ;
при низшей температуре воздуха:
Н/м2
при среднеэксплуатационных условиях:
Н/м2
В качестве расчетных величин для 2 района по ветру принимаем нормативную скорость ветра V=25 м/с, для 3 района по гололеду принимаем нормативную толщину стенки гололеда bг.н=15 мм.
Определяем удельные нагрузки:
(10.1)
Н/м·мм2
(10.2)
Н/м·мм2
(10.3)
Н/м·мм2
(10.4)
Н/м·мм2
(10.5)
Н/м·мм2
(10.6)
Н/м·мм2
(10.7)
Н/м·мм2
(10.8)
Н/м·мм2
Определяем величину первого критического пролета при следующих исходных данных:
Н/м·мм2
Н/мм2
Н/мм2
При этом:
(10.9)
Для определения второго критического пролета принимаем:
Н/м·мм2
Н/мм2
Н/м·мм2
Н/мм2
Третий критический пролет определяем при следующих условиях:
Н/м·мм2
Н/мм2
Н/м·мм2
Н/мм2
При этом условии по [3] выясняем, что в дальнейших расчетах в качестве исходных данных принимаем:
; Н/м·мм2; Н/мм2
Вычисляем критическую температуру:
(10.10)
(10.11)
Н/мм2
Критическая температура
Поэтому наибольшая стрела провеса будет при наибольшей нагрузке и низшей температуре.
Расчет монтажной таблицы:
;
Таблица 10.1
Монтажная таблица
|
,0С |
М , Н/мм2 |
Т, Н |
f, м |
|
-40 |
122,32 |
21185,8 |
1,53 |
|
-30 |
109,4 |
18948,1 |
1,71 |
|
-20 |
97,4 |
16869,7 |
1,92 |
|
-10 |
86,5 |
14981,8 |
2,17 |
|
0 |
76,88 |
13315,6 |
2,44 |
|
10 |
68,62 |
11885,0 |
2,73 |
|
20 |
61,66 |
10679,5 |
3,04 |
|
30 |
55,865 |
9675,8 |
3,35 |
|
40 |
51,07 |
8845,3 |
3,67 |
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
В ходе данной работы была разработана схема электроснабжения потребителей, выбраны трансформаторы и линии электропередачи. Рассчитаны потери во всех элементах схемы в режимах наибольшей и наименьшей нагрузки, а также с компенсированной реактивной мощностью. Была проведена регулировка напряжения с целью приведения его к нормам, прописанным в ГОСТе. В процессе работы была вычислена критическая температура (45,67С) и критический пролет для воздушных линий электропередач на напряжение 110 кВ. В экономической части работы мы рассмотрели технико-экономическое обоснование выбора элементов схемы и пришли к выводу, что увеличение сечения провода или мощности трансформаторов может привести к уменьшению материальных затрат. Также было выполнено несколько чертежей:
1) схема замещения;
2) однолинейная схема замещения;
3) график изменения напряжения сети (без регулирования) в зависимости от режима энергосистемы;
4) монтажные кривые;
5) эскиз одноцепной опоры воздушной линии 110 кВ;
6) ТЭО трансформаторов, линий и компенсирующих устройств.
В современных условиях развития компьютерной техники при проектировании электрических сетей уже не используются бумажные расчёты. Все расчёты выполняются на ЭВМ, что даёт более точные результаты, значительную экономию времени и большую вероятность избежать ошибки. В ходе курсового проектирования были параллельно проведены расчёты в математической оболочке MathCad. Сопоставление результатов машинного и ручного расчётов показывает что метод расчёта с помощью ЭВМ помогает кроме уже перечисленных преимуществ получить результаты с меньшей погрешностью вследствие округления результатов ручного расчёта.
Очевидно, что результат в MathCad значительно точнее, так как при ручном расчёте уже была погрешность при округлении значений сопротивлений и потоков мощности в линиях. Эта закономерность наблюдается и при дальнейших расчетах, но как показывает сравнение, нет принципиальной разницы в расчётах и погрешность не значительна.
Кроме того, расчёты в MathCad являются универсальными, то есть стоит только поменять исходные данные и все данные автоматически пересчитываются. Т.е. можно пересчитать все режимы, не вводя заново формулы, а так же создать болванку, которая будет универсальна для данной схемы. Это серьёзные преимущества, которые значительно облегчают задачу проектировщика. Единственным недостатком в расчёте на ЭВМ является то, что значительно сокращается мыслительная деятельность человека, а так же теряются навыки, выработанные многократным перерасчётом однотипных формул.
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ