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 25
Федеральное агентство по образованию
Вологодский государственный технический университет
Кафедра электроснабжения
Курсовой проект
Дисциплина: Электрические питающие системы и сети
Тема: Передача и распределение электроэнергии
Выполнил: студент гр. ЭС -42 Шилов Р.А.
Проверил: Воробьёв В.А.
2010
Содержание курсового проекта
Введение…………………………………………………………………………….. 3
Исходные данные ……………………………………………………………………………… 4
1.Предварительный расчёт потоков, выбор сечений проводов, параметры
схемы замещения ВЛ………………………………………………………………..5
1.1 Предварительный расчет потоков мощности в ЛЭП……………….. 5
1.2. Выбор сечений и типов проводов ВЛ… ……………………………… 6
1.3. Расчет параметров схем замещения проводов ВЛ…………………… 7
2.Выбор числа, мощности и типов трансформаторов и автотрансформаторов…………...………………………………………………… 9
3.Расчёт параметров схем замещения трансформаторов и автотрансформаторов…………………………………………………………… 10
3.1.Двухобмоточные трансформаторы……………………………………... 10
3.2.Трёхобмоточные трансформаторы и автотрансформаторы………….. 11
4.Расчёт потерь мощности в элементах электрической сети при максимальных и минимальных нагрузках……………………………………………… ………….. 13
4.1.Расчет потерь мощности в линиях электропередачи…………………... 13
4.2.Расчет потерь мощности в трансформаторах………………………… ...14
5.Расчёт рабочих режимов без компенсации реактивной мощности………….. 17
5.1.Режим наибольшей нагрузки…………………………………………… 17
5.2. Режим наименьшей нагрузки…………………………………………… 21
5.3. Приведение параметров схемы замещения к ступени U 110 кВ……... 22
5.4. Расчет напряжения……………………………………………………… 24
6. Выбор средств компенсации реактивной мощности……….………………... 28
7. Расчёт рабочих режимов с учётом компенсации…….……………………… 30
7.1. Расчет потерь мощности в трансформаторах с ККУ …………………. 30
7.2. Расчет потоков мощности в линиях с ККУ…………………………… 31
7.3. Расчёт напряжений в узлах сети с ККУ………………………………… 32
8.Расчёт послеаварийных режимов……………………………………………… 33
8.1.Обрыв одной из линий кольцевой сети………………………………… 33
8.2.Обрыв в одной из двухцепных линий………………………………….. 38
9.Выбор и обоснование средств регулирования………………………………… 42
10.Технико-экономическое обоснование сечения ВЛ, мощности трансформа-
торов и эффективности комплектных КУ…..…………………………………... 44
10.1.Технико-экономическое обоснование сечения ВЛ…………………… 44
10.2.Технико-экономическое обоснование трансформаторов…………….. 47
10.3.Технико-экономическое обоснование ККУ…………………………… 50
11.Механический расчёт проводов воздушной линии 110 кВ…………………. 53
11.1.Расчёт удельных нагрузок на провод………..………………………… 53
11.2.Расчёт критических пролётов проводов……………………………… 55
11.3.Расчёт критической температуры……………………………………… 56
11.4. Расчёт монтажной таблицы…………………………………………… 57
Заключение …………………………………………………………………... 59
Список использованных источников……………………………………..… 60
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. и технико-экономическое обоснование сечения ВЛ, мощности трансформаторов и эффективности комплектных КУ.
Исходные данные
Рис.1.Схема электрической системы
Таблица 1
Исходные данные для расчёта режимов сети
|
Si ( МВА ) |
|||||||||||
|
S3 |
S7,8 |
S9 |
S11 |
S13 |
S14 |
S16 |
S17 |
S21 |
S22 |
S23 |
S4 |
|
30 |
5 |
12 |
13 |
7.5 |
5.8 |
9 |
8 |
0.5 |
0.6 |
0.9 |
180 |
|
Li ( км) |
|||||||||||
|
1,2 |
4,5(6) |
5(6),9 |
9,10 |
10,12 |
9,15 |
12,15 |
17,18 |
18,19 |
19,20 |
||
|
220 |
30 |
25 |
45 |
35 |
40 |
25 |
5 |
4 |
7 |
1.Предварительный расчёт потоков, выбор сечений проводов, параметры схемы замещения ВЛ
Предварительный расчет потокораспределения мощностей в электрической сети производиться для выбора сечения проводов воздушных линий (ВЛ).
1.1 Предварительный расчет потоков мощности в ЛЭП
МВА;
МВА;
МВА;
МВА;
МВА;
МВА;
МВА;
МВА;
МВА;
МВА;
МВА;
МВА;
МВА;
МВА;
МВА;
МВА;
1.2. Выбор сечений и типов проводов ВЛ
Сечение провода вычисляется по формуле:
, (1.1)
где - мощность линии i-j;
- номинальное значение напряжения;
- экономическая плотность тока.
-число расщеплений в фазе.
Данные для расчёта берём в таблице 1.1.
Таблица 1.1
Значения экономических плотностей тока и минимальных сечений проводов для разных классов напряжений
|
Uном, кВ |
10 |
35 |
110 |
220 |
|
jэк, А/мм2 |
1.4 |
1.3 |
1.1 |
1 |
|
Fmin, мм2 |
25 |
50 |
70 |
150 |
Приведём пример расчёта сечений и типов проводов воздушных линий.
Рассчитав сечения проводов воздушных линий, выбираем ближайшие стандартные сечения, используя справочник [1]. Выбранные провода ВЛ и их параметры сведены в таблице 1.2.
Таблица 1.2
Выбор проводов ВЛ
|
F |
330кВ |
110кВ |
10кВ |
|||||||
|
F1.2 |
F4.6 |
F5.9 |
F9.10 |
F10.12 |
F9.15 |
F12.15 |
F17.18 |
F18.19 |
F19.20 |
|
|
расчетное |
486.844 |
162.87 |
139.02 |
97.84 |
35.81 |
122.93 |
165.05 |
80.188 |
60.141 |
36.084 |
|
стандартное |
500 |
185 |
150 |
120 |
50 |
150 |
185 |
95 |
70 |
50 |
|
Тип провода |
2АС*300 |
АС*185 |
АС*150 |
АС*120 |
АС*50 |
АС*150 |
АС*185 |
АС*95 |
АС*70 |
АС*50 |
1.3. Расчет параметров схем замещения проводов ВЛ
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;
, (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;
, (1.8)
Зарядная мощность линии определяется по формуле:
, (1.9)
Пример расчета для линии 1-2:
; кВ;
Ом
Ом
Ом/км
Ом
См/км
мкСм
МВар.
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 |
10 |
|
Dср, м |
10,583 |
3,485 |
1,114 |
Результаты расчета параметров схемы замещения ВЛ сведены в таблице 1.4
Таблица 1.4
Параметры схем замещения ВЛ
|
№ ветви |
Тип провода |
Длина линии |
Сопротивление провода |
Проводимость |
||||
|
rо,Ом/км |
rл, Ом |
xо,Ом/км |
xо, Ом |
bо,См/км |
bл, См |
|||
|
1.2 |
2*АС-300 |
220 |
0.053 |
11.55 |
0.323 |
71.145 |
3.594 |
790.8 |
|
4.5 |
АС-185 |
30 |
0.17 |
5.11 |
0.386 |
11.58 |
3.058 |
91.75 |
|
5.9 |
АС-150 |
25 |
0.21 |
5.25 |
0.393 |
15.72 |
3.058 |
76.46 |
|
9.10 |
АС-120 |
45 |
0.263 |
11.8 |
0.4 |
18 |
3.007 |
135.3 |
|
9.15 |
АС-150 |
40 |
0.21 |
8.4 |
0.39 |
15.72 |
3.058 |
122.3 |
|
10.12 |
АС-70 |
35 |
0.45 |
11.25 |
0.42 |
14.7 |
2.817 |
98.861 |
|
12.15 |
АС-70 |
25 |
0.45 |
15.75 |
0.42 |
10.5 |
2.817 |
70.43 |
|
17.18 |
АС-95 |
5 |
0.332 |
1.75 |
0.34 |
1.7 |
3.54 |
17.7 |
|
18.19 |
АС-70 |
4 |
0.45 |
1.8 |
0.35 |
1.4 |
3.427 |
14.16 |
|
19.20 |
АС-50 |
7 |
0.63 |
4.41 |
0.36 |
2.52 |
3.239 |
22.67 |
2.Выбор числа, мощности и типов трансформаторов и автотрансформаторов
Мощность трансформатора выбирается из соотношения:
,
где - расчетная мощность нагрузки.
Пример для трансформатора Т20-23:
МВА.
По полученной мощности нагрузки выбираем трансформатор:
ТДНС 1000/10/0,4
МВА.
Параметры трансформаторов приведены в таблице 2.1.
Таблица 2.1.
|
№ тр-ра |
Тип тр-ра |
Pxx, кВт |
Pк, кВт |
Uк, % |
Ix, % |
Sтном,(МВА) |
|
Т2-3-4(АТ) |
3*АОДЦТН-125000/330/110/10 |
100 |
345 |
в.с.-10 в.н.-35 с.н.-24 |
0.45 |
375 |
|
Т12-13-14(Т2) |
ТДТН-16000/110/10/10 |
21 |
100 |
в.с.-10.5 в.н.-17.5 с.н.-6.5 |
0.8 |
16 |
|
Т15-16-17(Т1) |
ТДТН-25000/110/10/10 |
28.5 |
140 |
в.с.-10.5 в.н.-17.5 с.н.-6.5 |
0.7 |
25 |
|
Т10-11 |
ТДН -11000/110/10 |
14 |
58 |
10.5 |
0.9 |
11 |
|
Т5-7(6-8) |
ТМН - 6300/110/10 |
10 |
44 |
10.5 |
1 |
6.3 |
|
Т18-21 |
ТМ - 630/10/0.4 |
1.5 |
8 |
5.5 |
2.5 |
0.63 |
|
Т19-22 |
ТМ - 630/10/0.4 |
1.5 |
8 |
5.5 |
2.5 |
0.63 |
|
Т20-23 |
ТМ - 1000/10/0.4 |
2.45 |
11 |
5.5 |
1.4 |
1 |
3.Расчёт параметров схем замещения трансформаторов и автотрансформаторов
3.1.Двухобмоточные трансформаторы и трансформаторы с расщепленной обмоткой
Расчет сопротивлений трансформатора производится по формулам:
(3.1)
, (3.2)
где - потери короткого замыкания;
- номинальное напряжение;
- номинальная мощность;
- напряжение короткого замыкания.
Расчет проводимостей трансформатора производится по формулам:
(3.3)
, (3.4)
где - потери холостого хода;
- ток холостого хода.
Пример расчета для трансформатора Т20-23:
ТМ-1000/10/0,4
Ом
Ом
мкСм
мкСм
Ом
3.2.Трёхобмоточные трансформаторы и автотрансформаторы
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 трансформаторов.
Пример расчета для трансформатора Т12-13-14: ТДТН 16000/110/10/10
Соотношение мощностей S1,2/S1,3/S2,3=100/66,7/66,7 %, по справочнику [2] потери мощности ∆Рк1,2=100 кВт ;∆Рк1,3=∆Рк2,3=66,667 кВт
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
|
№ тр-ра |
Тип тр-ра |
Активное сопротивление, Ом |
Индуктивное сопротивление, Ом |
bт, мкСм |
qт, мкСм |
||||
|
r1 |
r2 |
r3 |
x1 |
x2 |
x3 |
||||
|
20-23 |
ТМ-1000/10/0.4 |
1.1 |
- |
- |
5.5 |
- |
- |
0.014 |
2.45 |
|
19-22 |
ТМ-630/10/0.4 |
2.016 |
- |
- |
8.494 |
- |
- |
0.01575 |
1.5 |
|
18-21 |
ТМ-1000/10/0.4 |
2.016 |
- |
- |
8.494 |
- |
- |
0.01575 |
1.5 |
|
6-8 |
ТМ-6300/110/10 |
14.661 |
- |
- |
219.93 |
- |
- |
4.763 |
7.561 |
|
10-11 |
ТМ-16000/110/10 |
6.339 |
- |
- |
126.08 |
- |
- |
7.485 |
10.59 |
|
T1 |
ТДТН-25000/110/10 |
1.481 |
1.481 |
0.494 |
47.169 |
8.376 |
14.548 |
2.155 |
1.323 |
|
T2 |
ТДТН-16000/110/10 |
2.583 |
2.583 |
0.861 |
73.702 |
13.09 |
22.73 |
1.588 |
9.679 |
|
AT |
АОДЦТН-125000/330/110 |
-0.946 |
2.835 |
1.14 |
59.914 |
-15.34 |
179.54 |
0.155 |
0.092 |
4.Расчёт потерь мощности в элементах электрической сети при максимальных и минимальных нагрузках
4.1.Расчет потерь мощности в линиях электропередачи
Потери активной мощности можно определить по формуле:
(4.1)
, (4.2)
где -расчётная активная мощность линии;
-расчётная реактивная мощность линии;
-активное сопротивление линии.
Потери реактивной мощности можно определить по формуле:
; (4.3)
. (4.4)
Расчет потерь мощности в двухобмоточных трансформаторах и в трансформаторах с расщепленной обмоткой
, (4.5)
где - потери короткого замыкания;
-потери холостого хода;
- мощность нагрузки.
, (4.6)
где - напряжение короткого замыкания;
- ток холостого хода.
Для определения потерь в трансформаторах при наименьшей нагрузке формулы остаются такие же ,только мощность нагрузки уменьшается в два раза ().
Пример расчета для трансформатора Т20,23: ТМ 1000/10/0,4
кВт
кВар
кВт
кВар
4.2.Расчет потерь мощности в трансформаторах
Расчетные формулы:
(4.7)
(4.8)
(4.9)
(4.10)
Пример расчета для трансформатора Т1(15-16-17): ТДТН 25000/110/10
кВт
кВт
кВт
кВт
кВт
%
%
%
МВар
МВар
Результаты расчетов потерь мощности в трансформаторах в режиме наибольших и наименьших нагрузок приведены в таблице 4.1.
Таблица 4.1.
Потери мощности в трансформаторах
|
№ тр-ра |
Тип тр-ра |
Наибольшая нагрузка |
Наименьшая нагрузка |
||
|
∆P,кВар |
∆Q,кВар |
∆P,кВар |
∆Q,кВар |
||
|
20-23 |
ТМ-1000/10/0.4 |
11 |
59 |
4.687 |
25 |
|
19-22 |
ТМ-630/10/0.4 |
8.756 |
47 |
3.314 |
24 |
|
18-21 |
ТМ-1000/10/0.4 |
6.539 |
38 |
2.76 |
21 |
|
6 -8 |
ТМ-6300/110/10 |
38 |
129 |
17 |
80 |
|
10 -11 |
ТМ-16000/110/10 |
95 |
1712 |
34 |
502 |
|
T1 |
ТДТН-25000/110/10 |
101 |
1987 |
47 |
615 |
|
T2 |
ТДТН-16000/110/10 |
79 |
1525 |
35 |
531 |
|
AT |
АОДЦТН-125000/330/110 |
334 |
9713 |
158 |
2703 |
5.Расчёт рабочих режимов без компенсации реактивной мощности
5.1.Режим наибольшей нагрузки
Расчет радиальных цепей энергосистемы.
(5.1)
Для чётных узлов ; .
Для нечётных узлов ; .
МВА
МВт
МВар
МВА
МВт
МВар
МВА
МВт
МВар
МВА
МВт
МВар
МВА
Расчет кольцевых цепей
МВА
МВА
МВт
МВар
МВт
МВар
МВт
МВар
МВт
МВар
МВА
МВт
МВар
МВт
МВар
МВт
МВар
МВА
МВт
МВар
МВА
5.2. 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 линиях для режимов без компенсации сведены в таблицы 5.1 и 5.2
Таблица5.1
Потери мощности в линиях
|
№линии |
Наибольшая нагрузка Sнб (МВА) |
Наименьшая нагрузка Sнн (МВА) |
|
1.2 |
7.862+48.428i |
1.966+12.007i |
|
4э |
- |
- |
|
4.5 |
0.511+1.16i |
0.128+0.29i |
|
4.6 |
0.511+1.16i |
0.128+0.29i |
|
5.9 |
0.38+0.71i |
0.092+0.172i |
|
6.9 |
0.38+0.71i |
0.092+0.172i |
|
9э |
- |
- |
|
9, 10 |
0.399+0.609i |
0.1+0.152i |
|
9.15 |
0.486+0.909i |
0.122+0.227i |
|
10.12 |
0.088+0.059i |
0.022+0.015i |
|
12.15 |
0.083+0.038i |
0.021+0.009 |
|
10э |
- |
- |
|
12э |
- |
- |
|
15э |
- |
- |
|
17э |
- |
- |
|
17.18 |
0.085+0.083i |
0.021+0.021i |
|
18.19 |
0.047+0.037i |
0.012+0.009i |
|
19, 20 |
0.039+0.023i |
0.01+0.006i |
Таблица5.2.
Потоки мощности в линиях
|
№линии |
Наибольшая нагрузка Sнб (МВА) |
Наименьшая нагрузка Sнн (МВА) |
||
|
Начало линии |
Конец линии |
Начало линии |
Конец линии |
|
|
1.2 |
256.036+117.343i |
248.174+111.971i |
126.207+9.12i |
122.23+27.628i |
|
4э |
222.387+113.57i |
109.333+55.574i |
||
|
4.5 |
30.66+18.566i |
30.137+17.385i |
14.104+8.655i |
13.849+8.075i |
|
4.6 |
30.898+18.095i |
30.387+16.935i |
14.229+8.43i |
13.974+7.85i |
|
5.9 |
25.087+15.673i |
25.502+14.984i |
11.709+7.717i |
11.525+7.373i |
|
6.9 |
25.087+15.673i |
25.502+14.984i |
11.709+7.717i |
11.525+7.373i |
|
9э |
51.004+29.969i |
23.051+14.745i |
||
|
9, 10 |
16.989+10.978i |
8.443+4.713i |
||
|
9.15 |
22.758+13.499i |
11.43+6.303i |
||
|
10.12 |
5.844+3.791i |
2.87+1.827i |
||
|
12.15 |
5.829+3.238i |
2.996+1.177i |
||
|
10э |
11.145+7.187i |
5.573+2.886i |
||
|
12э |
11.674+7.029i |
5.837+3.003i |
||
|
15э |
16.929+10.261i |
8.463+5.126i |
||
|
17э |
8.728+5.531i |
4.363+2.762i |
||
|
17.18 |
1.928+1.291i |
1.843+1.209i |
0.963+0.642i |
0.92+0.6i |
|
18.19 |
1.411+0.906i |
1.364+0.87i |
0.705+0.449i |
0.681+0.431i |
|
19, 20 |
0.816+0.558i |
0.776+0.536i |
0.407+0.275i |
0.387+0.264i |
5.3. Приведение параметров схемы замещения к ступени напряжения 110 кВ
Для расчета напряжений в узлах необходимо параметры схемы замещения привести к одной ступени напряжения. За основную ступень возьмём ступень с напряжением 110 кВ. Сопротивления элементов схемы замещения приводятся следующим образом:
(5.2)
(5.3)
(5.4)
Пример расчета для элемента 1-2
Ом
Ом
См
Результаты приведения параметров схемы замещения приведены в таблице 5.3.
Таблица 5.3
Приведенные параметры схемы замещения для линий
|
№ ветви |
Активное сопр. Ом |
Индуктивное сопр.Ом |
Ёмкостное сопр. Ом |
Uном |
|||
|
rij факт |
rij прив |
xij факт |
xij прив |
bij факт |
bij прив |
||
|
1.2 |
11.55 |
1.28205 |
71.145 |
7.897095 |
790.8 |
87.7788 |
330 |
|
4.5 |
5.11 |
5.11 |
11.58 |
11.58 |
91.75 |
91.75 |
110 |
|
4.6 |
5.11 |
5.11 |
11.58 |
11.58 |
91.75 |
91.75 |
110 |
|
5.9 |
5.25 |
5.25 |
15.72 |
15.72 |
76.46 |
76.46 |
110 |
|
6.9 |
5.25 |
5.25 |
15.72 |
15.72 |
76.46 |
76.46 |
110 |
|
9.10 |
11.8 |
11.8 |
18 |
18 |
135.3 |
135.3 |
110 |
|
9.15 |
8.4 |
8.4 |
15.72 |
15.72 |
122.3 |
122.3 |
110 |
|
10.12 |
11.25 |
11.25 |
14.7 |
14.7 |
98.861 |
98.861 |
110 |
|
12.15 |
15.75 |
15.75 |
10.5 |
10.5 |
70.43 |
70.43 |
110 |
|
17.18 |
1.75 |
211.75 |
1.68 |
203.28 |
17.7 |
2141.7 |
10 |
|
18.19 |
1.8 |
217.8 |
1.387 |
167.827 |
14.16 |
1713.36 |
10 |
|
19.20 |
4.41 |
533.61 |
2.561 |
309.881 |
22.67 |
2743.07 |
10 |
Таблица 5.4.
Приведенные параметры схемы замещения для трансформаторов
|
№тр-ра |
Uном |
Активное сопр. Ом |
Индуктивное сопр.Ом |
Ёмкостное сопр. Ом |
||||
|
rij факт |
rij прив |
xij факт |
xij прив |
bij факт |
bij прив |
|||
|
АТ |
r1 |
330 |
-0.315 |
-0.035 |
59.914 |
6.650 |
0.155 |
0.017205 |
|
r2 |
0.945 |
0.105 |
-15.341 |
-1.703 |
||||
|
r3 |
0.538 |
0.060 |
179.536 |
19.928 |
||||
|
Т1 |
r1 |
110 |
1.481 |
1.481 |
47.169 |
47.169 |
2.155 |
2.155 |
|
r2 |
1.481 |
1.481 |
8.376 |
8.376 |
||||
|
r3 |
0.494 |
0.494 |
14.548 |
14.548 |
||||
|
Т2 |
r1 |
110 |
2.583 |
2.583 |
73.702 |
73.702 |
1.588 |
1.588 |
|
r2 |
2.583 |
2.583 |
13.087 |
13.087 |
||||
|
r3 |
0.861 |
0.861 |
22.73 |
22.73 |
||||
|
10-11 |
110 |
6.339 |
6.339 |
126.079 |
126.079 |
7.485 |
7.485 |
|
|
6- 8 |
110 |
14.661 |
14.661 |
219.929 |
219.929 |
4.763 |
4.763 |
|
|
18-21 |
10 |
2.016 |
243.936 |
8.494 |
1027.774 |
0.016 |
1.906 |
|
|
19-22 |
10 |
2.016 |
243.936 |
8.494 |
1027.774 |
0.016 |
1.906 |
|
|
20-23 |
10 |
1.1 |
133.1 |
5.5 |
665.5 |
0.014 |
1.694 |
5.4. Расчет напряжения
(5.3)
(5.4)
, (5.5)
где - напряжение ступени, к которой приводились параметры схемы замещения ( кВ);
- напряжение, приведенное к 110 кВ;
, (5.6)
где .
Пример расчета :
U1пр=121 кВ
кВ
кВ;
кВ;
кВ;
кВ;
кВ;
кВ;
кВ;
кВ;
кВ;
кВ;
кВ;
кВ;
кВ;
кВ;
кВ;
кВ;
кВ;
кВ;
кВ;
кВ;
кВ;
кВ;
кВ;
кВ;
кВ;
Результаты расчета приведенных и фактических напряжений в режиме наибольшей и наименьшей нагрузки приведены в таблице 5.4.
Таблица5.4.
Приведенные и фактические напряжения для двух режимов
|
№ узла |
Наибольшая нагрузка |
Наименьшая нагрузка |
||||
|
Uном, кВ |
Uрасч, кВ |
Uфакт, кВ |
Uном, кВ |
Uрасч, кВ |
Uфакт, кВ |
|
|
1 |
330 |
121 |
363 |
330 |
115.5 |
346.5 |
|
2 |
330 |
110.767 |
324.822 |
330 |
119.21 |
355.88 |
|
3 |
10 |
101.25 |
12.5 |
10 |
114.216 |
13.17 |
|
4 |
110 |
105.667 |
98.42 |
110 |
116.412 |
111.17 |
|
5 |
110 |
102.314 |
100.17 |
110 |
114.849 |
112 |
|
6 |
110 |
102.351 |
106.3 |
110 |
114.868 |
115.7 |
|
7 |
10 |
98.672 |
9.4 |
10 |
113.95 |
10.4 |
|
8 |
10 |
99.621 |
9.4 |
10 |
114.411 |
10.4 |
|
9 |
110 |
99.69 |
103.1 |
110 |
113.602 |
114.4 |
|
10 |
110 |
96.082 |
96.082 |
110 |
111.928 |
111.928 |
|
11 |
10 |
86.456 |
7.867 |
10 |
106.853 |
9.724 |
|
12 |
110 |
94.406 |
94.406 |
110 |
111.109 |
111.109 |
|
13 |
10 |
88.905 |
8.090 |
10 |
108.261 |
9.852 |
|
14 |
10 |
89.475 |
8.142 |
10 |
108.548 |
9.878 |
|
15 |
110 |
96.05 |
96.05 |
110 |
111.835 |
111.835 |
|
16 |
10 |
90.888 |
8.271 |
10 |
109.174 |
9.935 |
|
17 |
10 |
91.013 |
8.282 |
10 |
109.238 |
9.941 |
|
18 |
10 |
85.12 |
7.746 |
10 |
106.297 |
9.673 |
|
19 |
10 |
80.945 |
7.366 |
10 |
104.217 |
9.484 |
|
20 |
10 |
75.416 |
6.863 |
10 |
101.468 |
9.234 |
|
21 |
0.4 |
81.771 |
0.297 |
0.4 |
104.596 |
0.380 |
|
22 |
0.4 |
77.409 |
0.281 |
0.4 |
102.409 |
0.372 |
|
23 |
0.4 |
71.051 |
0.258 |
0.4 |
99.275 |
0.360964 |
6. Выбор средств компенсации реактивной мощности
Расчет необходимых величин реактивной мощности производится по формуле:
, (6.1)
где - реактивная мощность, которую необходимо скомпенсировать в узле i;
- активная мощность узла i;
-тангенс до компенсации;
- тангенс угла после компенсации..
Принимаем для чётных i,
для нечётных i,
для всех i.
Пример расчета необходимой величины реактивной мощности в узле 23:
МВар
Компенсирующее устройство УКМ 58-0,4-402(5*67=335)
Мвар
МВА
Результаты расчета и выбора компенсирующих устройств сведены в
таблицу 6.1
Таблица 6.1
|
№ узла |
,МВА |
,МВА |
,МВА |
Тип компенсирующего устройства |
Кол-во |
|
23 |
0.765+0.477i |
0.335i |
0.765+0.142i |
УКМ 58-0,4-402 (5*67=335) |
1 |
|
22 |
0.54+0.264i |
0.167i |
0.54+0.097i |
УКМ 58-0,4-200 (3*33,3+67=166,9) |
1 |
|
21 |
0.425+0.265i |
0.201i |
0.425+0.064i |
УКМ 58-0,4-402 (3*67=201) |
1 |
|
17 |
6.8+4.24i |
3.15i |
6.8+1.09i |
УКМ 57-10,5-3150 (7(3*150=450)) |
1 |
|
16 |
8.1+3.96i |
2.7i |
8.1+1.26i |
УКМ 57-10,5-2250 (6(3*150=450)) |
1 |
|
14 |
5.22+2.552i |
1.8i |
5.22+0.752i |
УКМ 57-10,5-1800 (4(3*150=450)) |
1 |
|
13 |
6.375+3.975i |
2.7i |
6.375+1.275i |
УКМ 57-10,5-2800 (6(3*150=450)) |
1 |
|
11 |
11.05+6.89i |
3.15i |
6.375+3.74i |
УКМ 57-10,5-3150 (7(3*150=450)) |
1 |
|
8 |
4.5+2.2i |
1.35i |
4.5+0.85i |
УКМ 57-10,5-1350 (3(3*150=450)) |
1 |
|
7 |
4.25+2.65i |
1.8i |
4.25+0.85i |
УКМ 57-10,5-1800 (4(3*150=450)) |
1 |
|
3 |
25.5+15.9 |
10.630i |
25.5+5.27i |
УКМ 57-10,5-3150 (7(3*150=450)) |
3 |
|
УКМ 57-10,5-1800 (4(3*150=450)) |
1 |
7. Расчёт рабочих режимов с учётом компенсации
7.1. 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 7.1
таблица 7.1
Потери мощности в трансформаторах после компенсации
|
№ тр-ра |
Тип трансформатора |
, МВА |
|
АТ |
3*АОДЦТН-125000/330/110/10 |
0,274+j24,166 |
|
Т1 |
ТДТН-25000/110/10 |
0,086+j1,629 |
|
Т2 |
ТДТН-16000/110/10 |
0,066+j1,245 |
|
Т10-11 |
ТМ-16000/110/10 |
0,079+j1,398 |
|
Т6-8 |
ТМ-6300/110/10 |
0,031+j 0,113 |
|
Т18-21 |
ТМ-1000/10/0,4 |
0,005223+j 0.032 |
|
Т19-22 |
ТМ-630/10/0,4 |
0,00757+j 0,042 |
|
Т20-23 |
ТМ-1000/10/0,4 |
0,00911+j 0,047 |
7.2. 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 7.2
Таблица 7.2
Потоки и потери мощности в линиях с учётом компенсации
|
№линии |
Потери в линиях |
Потоки в линиях Sнбк (МВА) |
|
|
Начало линии |
Конец линии |
||
|
1-2 |
6.223+38.334i |
246.563+25.503i |
240.339+30.226i |
|
4э |
- |
217.937+46.549i |
|
|
4-5 |
27.86+6.96i |
27.86+6.96i |
27.524+6.198i |
|
4-6 |
0.336+0.763i |
28.077+7.02i |
27.741+6.258i |
|
5-9 |
0.257+0.481i |
23.809+6.606i |
23.552+6.125i |
|
6-9 |
0.257+0.481i |
23.809+6.606i |
23.552+6.125i |
|
9э |
- |
47.105+12.25i |
|
|
9-10 |
0.248+0.378i |
15.462+3.84i |
|
|
9-15 |
0.309+0.577i |
20.786+3.521i |
|
|
10-12 |
0.056+0.037i |
5.467+0.825i |
|
|
12-15 |
0.045+0.021i |
4.872+0.663i |
|
|
10э |
- |
9.995+3.016i |
|
|
12э |
- |
10.339+1.488i |
|
|
15э |
- |
15.914+2.858i |
|
|
17э |
- |
8.449+1.481i |
|
|
17-18 |
0.047+0.046i |
1.649+0.391i |
1.602+0.346i |
|
18-19 |
0.027+0.027i |
1.232+0.287i |
1.204+0.26i |
|
19-20 |
0.032+0.019i |
0.703+0.144i |
0.67+0.125i |
7.3. Расчёт напряжений в узлах сети с КУ
Расчёт выполняется аналогично расчёту в п.5.3.
Результаты расчёта напряжений в режиме наибольшей компенсации с учётом ККУ приведены в таблице 7.3.
Таблица 7.3.
Напряжения с учётом компенсации
|
№ узла |
Uном, кВ |
Наибольшее напряжение после компенсации |
|
|
Uрасч, кВ |
Uфакт, кВ |
||
|
1 |
330 |
121 |
363 |
|
2 |
330 |
117.588 |
352.764 |
|
3 |
10 |
115.058 |
10.470 |
|
4 |
110 |
116.139 |
116.139 |
|
5 |
110 |
114.141 |
114.141 |
|
6 |
110 |
114.125 |
114.125 |
|
7 |
10 |
114.706 |
10.438 |
|
8 |
10 |
114.69 |
10.43679 |
|
9 |
110 |
113.602 |
113.602 |
|
10 |
110 |
110.161 |
110.161 |
|
11 |
10 |
107.193 |
9.755 |
|
12 |
110 |
108.957 |
108.957 |
|
13 |
10 |
107.636 |
9.794876 |
|
14 |
10 |
107.763 |
9.806 |
|
15 |
110 |
110.372 |
110.372 |
|
16 |
10 |
108.778 |
9.899 |
|
17 |
10 |
108.793 |
9.900 |
|
18 |
10 |
105.089 |
9.563 |
|
19 |
10 |
102.22 |
9.302 |
|
20 |
10 |
98.413 |
8.956 |
|
21 |
0.4 |
104.082 |
0.379 |
|
22 |
0.4 |
100.532 |
0.366 |
|
23 |
0.4 |
96.646 |
0.352 |
8.Расчёт послеаварийных режимов
8.1.Обрыв одной из линий кольцевой сети
Обрыв наиболее загруженной линии 9-15
Рис. 8.1. Схема электрической сети после аварии
Расчет потоков мощности в радиальных сетях совпадает с расчётом в пункте 7.2.
Эквивалентные мощности в узлах 7 и 8 берутся такие же ,как в пункте 7.2.,а мощность в узле 9 будет отличаться на половину зарядной мощности оборванной линии.
Расчёт потоков мощности
МВА
Расчет кольцевых цепей
МВА
МВт
МВар
МВА
МВА
МВт
МВар
МВА
МВА
МВт
МВар
МВА
МВА
МВт
МВар
МВт
МВар
МВт
МВар
МВА
МВА
МВт МВар
МВА.
Результаты расчета потоков мощности и потерь в линиях при обрыве линии 9-15 сведены в таблицу 8.1.
Таблица 8.1
|
№линии |
Потери в линиях |
Наибольшая нагрузка Sнб (МВА) |
|
|
Начало линии |
Конец линии |
||
|
1.2 |
6.223+39.049i |
248.3674+26.5919i |
242.144+30.599i |
|
4э |
219.742+46.922i |
||
|
4.5 |
0.336+0.812i |
28.76+7.141i |
28.424+6.329i |
|
4.6 |
0.341+0.824i |
28.982+7.213i |
28.641+6.389i |
|
5.9 |
0.257+0.822i |
24.709+6.737i |
24.452+5.915i |
|
6.9 |
0.257+0.822i |
24.709+6.737i |
24.452+5.915i |
|
9э |
- |
48.903+11.83i |
|
|
9, 10 |
1.424+2.172i |
38.703+10.542i |
37.279+8.37i |
|
9.15 |
- |
- |
|
|
10.12 |
0.684+0.037i |
27.284+5.354i |
26.748+5.317i |
|
12.15 |
0.347+0.231i |
16.261+3.829i |
15.914+3.598i |
|
10э |
- |
9.995+3.016i |
|
|
12э |
- |
10.339+1.488i |
|
|
15э |
- |
15.949+3.619i |
|
|
17э |
- |
8.485+1.509i |
|
|
17.18 |
0.047+0.046i |
1.649+0.391i |
1.602+0.346i |
|
18.19 |
0.027+0.027i |
1.232+0.287i |
1.204+0.26i |
|
19, 20 |
0.032+0.019i |
0.703+0.144i |
0.67+0.125i |
Расчет напряжений в узлах
Расчет напряжений в узлах электрической сети в послеаварийном режиме производится аналогично расчету напряжений в режиме наибольшей нагрузки.
Пример расчета:
кВ
кВ
Результаты расчета напряжений приведены в таблице 8.2.
Таблица 8.2.
Напряжения в узлах при обрыве линии 9-15 кольцевой цепи
|
№ узла |
Uном, кВ |
Наибольшее напряжение после компенсации |
|
|
Uрасч, кВ |
Uфакт, кВ |
||
|
1 |
330 |
121 |
363 |
|
2 |
330 |
117.508 |
352.524 |
|
3 |
10 |
114.97 |
10.462 |
|
4 |
110 |
116.055 |
116.139 |
|
5 |
110 |
113.999 |
114.141 |
|
6 |
110 |
113.982 |
114.125 |
|
7 |
10 |
114.564 |
10.425 |
|
8 |
10 |
114.427 |
10.413 |
|
9 |
110 |
112.22 |
112.22 |
|
10 |
110 |
109.918 |
109.918 |
|
11 |
10 |
106.698 |
106.698 |
|
12 |
110 |
108.707 |
108.707 |
|
13 |
10 |
107.165 |
107.165 |
|
14 |
10 |
107.297 |
9.764 |
|
15 |
110 |
110.135 |
110.135 |
|
16 |
10 |
108.017 |
9.830 |
|
17 |
10 |
108.034 |
9.831 |
|
18 |
10 |
104.329 |
9.494 |
|
19 |
10 |
101.462 |
9.233 |
|
20 |
10 |
97.69 |
8.890 |
|
21 |
0.4 |
103.269 |
0.376 |
|
22 |
0.4 |
99.676 |
0.363 |
|
23 |
0.4 |
95.847 |
0.349 |
8.2.Обрыв в одной из двухцепных линий
Примем, что обрыв произошёл в линии 4-6.
Рис.8.2. Схема замещения системы после обрыва одной из двухцепных линий
Расчёт потоков мощности
МВА
МВА
МВт
МВар
МВА
МВт
МВар
МВА
МВА
МВА
МВт МВар
МВА.
Результаты расчета потоков мощности и потерь в линиях при обрыве линии 4-6 сведены в таблицу 8.3.
Таблица 8.3.
Потоки и потери мощности в линиях при обрыве линии 4-6
|
№линии |
Потери в линиях |
Наибольшая нагрузка Sнб (МВА) |
|
|
Начало линии |
Конец линии |
||
|
1.2 |
6.223+38.65i |
246.8714+31.914i |
240.648+36.321i |
|
4э |
- |
218.246+52.644i |
|
|
4.5 |
0.336+3.245i |
56.246+19.521i |
55.91+16.276i |
|
4.6 |
- |
- |
- |
|
5.9 |
1.202+3.601i |
52.195+16.684i |
50.993+13.083i |
|
9э |
|
50.993+13.083i |
|
|
6.9 |
0.0069+0.021i |
3.939+0.691i |
3.932+0.67i |
|
9, 10 |
0.248+0.378i |
15.462+3.84i |
|
|
9.15 |
0.309+0.577i |
20.786+3.521i |
|
|
10.12 |
0.056+0.037i |
5.467+0.825i |
|
|
12.15 |
0.045+0.021i |
4.872+0.663i |
|
|
10э |
- |
9.995+3.016i |
|
|
12э |
- |
10.339+1.488i |
|
|
15э |
- |
15.949+3.619i |
|
|
17э |
- |
8.485+1.509i |
|
|
17.18 |
0.047+0.046i |
1.649+0.391i |
1.602+0.346i |
|
18.19 |
0.027+0.027i |
1.232+0.287i |
1.204+0.26i |
|
19, 20 |
0.032+0.019i |
0.703+0.144i |
0.67+0.125i |
Расчёт напряжений в узлах
Расчет напряжений в узлах электрической сети в послеаварийном режиме производится аналогично расчету напряжений в режиме наибольшей нагрузки.
Результаты расчёта сведены в таблицу 8.4
Таблица8.4.
Напряжения в узлах при обрыве линии 4-6 кольцевой цепи
|
№ узла |
Uном, кВ |
Наибольшее напряжение после компенсации |
|
|
Uрасч, кВ |
Uфакт, кВ |
||
|
1 |
330 |
121 |
363 |
|
2 |
330 |
117.121 |
351.363 |
|
3 |
10 |
114.232 |
10.395 |
|
4 |
110 |
115.406 |
116.139 |
|
5 |
110 |
110.85 |
114.141 |
|
6 |
110 |
102.393 |
114.125 |
|
7 |
10 |
111.422 |
10.14 |
|
8 |
10 |
102.986 |
9.372 |
|
9 |
110 |
106.94 |
106.94 |
|
10 |
110 |
104.654 |
104.654 |
|
11 |
10 |
101.701 |
101.701 |
|
12 |
110 |
103.441 |
103.441 |
|
13 |
10 |
102.132 |
102.132 |
|
14 |
10 |
102.259 |
9.306 |
|
15 |
110 |
104.884 |
104.884 |
|
16 |
10 |
102.984 |
9.372 |
|
17 |
10 |
102.999 |
9.373 |
|
18 |
10 |
99.297 |
9.036 |
|
19 |
10 |
96.428 |
8.775 |
|
20 |
10 |
92.621 |
8.429 |
|
21 |
0.4 |
98.292 |
0.358 |
|
22 |
0.4 |
94.746 |
0.345 |
|
23 |
0.4 |
90.859 |
0.331 |
9.Выбор и обоснование средств регулирования
Связь между различными частями системы осуществляется трансформаторами. Изменением числа витков отдельных обмоток можно изменять соответствующие напряжения. Пределы отклонений напряжений в узлах от номинальных значений при различных условиях сведены в таблицу 9.1.
Таблица 9.1.
Отклонения напряжений от номинальных значений
|
Uсети, кВ |
Доп. отклонения % |
|
|
при Sку,нб |
при Sп.а. ку. |
|
|
0,4 |
5 |
10 |
|
10 |
10 |
10 |
|
110 |
10 |
10 |
|
330 |
10 |
10 |
Для регулирования напряжения будем использовать устройства РПН, которые позволяют производить регулировку без отключения потребителей (под нагрузкой).
По данным расчёта напряжений в режиме наибольшей нагрузки без к.у. имеем в узле 23 отклонение напряжения свыше допустимого. В связи с этим производим регулирование.
Первой ступенью регулирования является автотрансформатор с РПН на стороне среднего напряжения с диапазоном регулирования 12 % от Uном ступенями по 2%(6*2%),.
Второй ступенью регулирования являются трёхобмоточные трансформаторы с РПН в высшей обмотке напряжения с диапазоном регулирования 16 % от Uном ступенями по 1,5 - 1,78%.(9*1,78%),
Третей ступенью регулирования является линейный регулятор, включаемый в линию 17 - 18 , с диапазоном регулирования 15 % от Uном ступенями по 1,5%(10*1,5%), а также трансформаторы 10/0,4 с ПБВ (переключение без возбуждения) с диапазоном регулирования5 % от Uном ступенями по 2,5% (2*2,5%).
Результаты регулирования сведены в таблицу 9.2.
Регулирование напряжения Таблица 9.2.
|
№ узла |
Uном, кВ |
Режим наибольшей нагрузки |
Режим наименьшей нагрузки |
Режим наибольшей нагрузки c К.У. |
Послеаварийный режим 1. |
Послеаварийный режим 2. |
||||||||||||||
|
0 ст. |
1 ст. |
2 ст. |
3 ст. |
0 ст. |
1 ст. |
2 ст. |
0 ст. |
1 ст. |
2 ст. |
3ст. |
0 ст. |
1 ст. |
2 ст. |
3ст. |
0 ст. |
1 ст. |
2 ст. |
3ст. |
||
|
Ui, кВ |
Ui, кВ |
Ui, кВ |
Ui, кВ |
Ui, кВ |
Ui, кВ |
Ui, кВ |
Ui, кВ |
Ui, кВ |
Ui, кВ |
Ui, кВ |
Ui, кВ |
Ui, кВ |
Ui, кВ |
Ui, кВ |
Ui, кВ |
Ui, кВ |
Ui, кВ |
Ui, кВ |
||
|
1 |
330 |
336 |
346.5 |
363 |
363 |
363 |
||||||||||||||
|
2 |
330 |
332.3 |
357.6 |
352.76 |
352.5 |
351.4 |
||||||||||||||
|
3 |
9.214 |
10.39 |
10.47 |
10.46 |
10.4 |
|||||||||||||||
|
4 |
105.7 |
118.4 |
116.4 |
118.8 |
116.14 |
118.46 |
116.1 |
118.5 |
116.1 |
118.5 |
||||||||||
|
5 |
110 |
102.3 |
114.6 |
114.9 |
117.2 |
114.14 |
116.42 |
114.1 |
116.4 |
114.1 |
116.4 |
|||||||||
|
6 |
110 |
102.4 |
114.6 |
114.9 |
117.2 |
114.13 |
116.41 |
114.1 |
116.4 |
114.1 |
116.4 |
|||||||||
|
7 |
10 |
8.979 |
10.06 |
10.37 |
10.58 |
10.438 |
10.647 |
10.43 |
10.63 |
10.14 |
10.34 |
|||||||||
|
8 |
10 |
9.066 |
10.15 |
10.41 |
10.62 |
10.437 |
10.646 |
10.41 |
10.62 |
9.372 |
9.559 |
|||||||||
|
9 |
10 |
99.69 |
111.7 |
113.6 |
115.9 |
113.6 |
115.87 |
112.2 |
114.5 |
106.9 |
109.1 |
|||||||||
|
10 |
110 |
96.08 |
107.6 |
111.9 |
114.2 |
110.16 |
112.36 |
109.9 |
112.1 |
104.7 |
106.7 |
|||||||||
|
11 |
10 |
7.867 |
8.811 |
10.01 |
9.724 |
9.919 |
9.7546 |
9.9497 |
9.709 |
9.903 |
9.55 |
9.741 |
10.25 |
|||||||
|
12 |
110 |
94.41 |
105.7 |
111.1 |
113.3 |
108.96 |
111.14 |
108.7 |
110.9 |
103.4 |
105.5 |
|||||||||
|
13 |
10 |
8.09 |
9.061 |
10.29 |
9.85 |
10.05 |
9.7949 |
9.9908 |
9.752 |
9.947 |
9.294 |
9.48 |
9.979 |
|||||||
|
14 |
10 |
8.14 |
9.11 |
10.36 |
9.878 |
10.08 |
9.8064 |
10.003 |
9.764 |
9.959 |
9.306 |
9.492 |
9.992 |
|||||||
|
15 |
110 |
96.05 |
107.6 |
111.8 |
114.1 |
110.37 |
112.58 |
110.1 |
112.3 |
104.9 |
107 |
|||||||||
|
16 |
10 |
8.271 |
9.263 |
10.77 |
9.935 |
10.13 |
10.66 |
9.8988 |
10.097 |
10.63 |
9.83 |
10.03 |
10.55 |
9.372 |
9.559 |
10.06 |
||||
|
17 |
10 |
8.282 |
9.276 |
10.79 |
9.94 |
10.14 |
10.65 |
9.9002 |
10.098 |
10.63 |
9.831 |
10.03 |
10.56 |
9.373 |
9.56 |
10.06 |
||||
|
18 |
10 |
7.746 |
8.676 |
9.890 |
10.96 |
9.673 |
9.867 |
10.4 |
9.5631 |
9.7544 |
10.24 |
9.494 |
9.684 |
10.2 |
9.036 |
9.217 |
9.678 |
10.65 |
||
|
19 |
10 |
7.366 |
8.25 |
9.4 |
10.7 |
9.484 |
9.674 |
10.16 |
9.302 |
9.4881 |
9.962 |
9.233 |
9.418 |
9.913 |
8.775 |
8.951 |
9.398 |
10.34 |
||
|
20 |
10 |
6.863 |
7.687 |
8.763 |
9.99 |
9.234 |
9.419 |
9.89 |
8.9556 |
9.1347 |
9.591 |
8.89 |
9.069 |
9.545 |
8.429 |
8.598 |
9.027 |
9.93 |
||
|
21 |
0.4 |
0.297 |
0.333 |
0.379 |
0.42 |
0.38 |
0.388 |
0.407 |
0.3789 |
0.3864 |
0.406 |
0.376 |
0.384 |
0.404 |
0.358 |
0.365 |
0.383 |
0.422 |
||
|
22 |
0.4 |
0.282 |
0.316 |
0.360 |
0.41 |
0.372 |
0.379 |
0.398 |
0.3659 |
0.3733 |
0.392 |
0.363 |
0.370 |
0.39 |
0.41 |
0.345 |
0.352 |
0.369 |
0.406 |
|
|
23 |
0.4 |
0.258 |
0.289 |
0.329 |
0.38 |
0.361 |
0.368 |
0.387 |
0.3518 |
0.3588 |
0.377 |
0.397 |
0.349 |
0.356 |
0.375 |
0.394 |
0.331 |
0.338 |
0.355 |
0.39 |
|
Примечание |
|
Т1: на стороне СН +12% |
Т11,T12,: на ст. ВН -12%; Т15,: на ст. ВН -14%; |
в 17-18 на -14% |
|
Т1,: на ст. СН +2% |
Т15,:на ст. ВН -5%; |
|
Т1,: на ст. СН +2% |
Т15,:на ст. ВН -5%; |
Т20 на ст. ВН -5% |
|
Т1,: на ст. СН +2% |
Т15,:на ст. ВН -5%; |
Т19,Т20 на ст. ВН -5% |
|
Т1,: на ст. СН +2% |
Т10,Т12,Т15,:на ст. ВН -5%; |
в 17-18 на -10% |
10.Технико-экономическое обоснование сечения ВЛ, мощности трансформаторов и эффективности комплектных КУ
10.1.Технико-экономическое обоснование сечения ВЛ
Годовые затраты рассчитываются по формуле:
(10.1)
где Згод - затраты за год на обслуслуживание электрооборудования;
Ен – нормативный коэффициент эффективности;
К2004 - капитальные затраты на 2004 год;
Иг - годовые издержки.
Годовые издержки рассчитываются по формуле:
(10.2)
где b - стоимость одного кВт.ч, равная на 2004 год 1.5 руб/кВт.ч;
- потери в линии в режиме наибольших нагрузок;
t - время потерь.
Время потерь рассчитывается по формуле
(10.3)
где Тнб - продолжительность использования максимальной нагрузки ч/год, которая дляВЛ 220-500 кВ равна Тнб=5000 ч/год, ВЛ 35-110 кВ равна Тнб=4000 ч/год.
Пример расчёта ВЛ 1,2 - 330 кВ.
Выбран провод 2 х АС - 300. По справочнику [1] выбираем одноцепные ЖБ опоры (район по гололёду III), стоимость сооружения которых в перерасчете на 2004 год составляет:
млн.руб.
Нормативный коэффициент эффективности Ен примем равным 23%
Время потерь для линии 1,2:
ч.
Потери в линии 1,2 составляют величину:
МВт
Годовые затраты составят величину равную:
млн.руб.
Возьмём провод 2 х АС - 400, тогда
млн.руб.
Эффективность капиталовложений можно принять равной Ен=23%
Время потерь для линии 1,2:
ч.
Сопротивление линии 1,2 с проводом 2 х АС - 400 изменится:
Ом.
Потери в линии 1,2 составляют величину:
МВт.
Годовые затраты составят величину равную:
млн.руб.
Из расчётов видно, что экономически выгоднее использовать провод 2 х АС - 400 для ВЛ - 330 кВ.
Пример расчёта ВЛ 4,5 - 110 кВ.
Выбран провод АС - 185. По справочнику [1] выбираем одноцепные ЖБ опоры (район по гололёду III), стоимость сооружения которых в перерасчете на 2004 год составляет:
млн.руб.
Эффективность капиталовложений можно принять равной Ен=23%
Время потерь для линии 4,5:
ч.
Потери в линии 4,5 составляют величину:
МВт
Годовые затраты составят величину равную:
млн.руб.
Возьмём провод АС - 240, тогда:
млн.руб.
Эффективность капиталовложений можно принять равной Ен=23%
Сопротивление линии 4,5 с проводом АС - 240 изменится:
Ом.
Потери в линии 4,5 составляют величину:
МВт.
Годовые затраты составят величину равную:
млн.руб.
Из расчётов видно, что экономически выгоднее использовать провод АС - 240 для ВЛ - 110 кВ.
Пример расчёта ВЛ 19,20 - 10 кВ.
Выбран провод АС - 50. По справочнику [2] выбираем одноцепные ЖБ опоры (район по гололёду III), стоимость сооружения которых в перерасчете на 2004 год составляет:
тыс.руб.
Эффективность капиталовложений можно принять равной Ен=23%
Время потерь для линии 19,20:
ч.
Потери в линии 19,20 составляют величину:
МВт
Годовые затраты составят величину равную:
тыс.руб.
Возьмём провод АС - 70, тогда:
тыс.руб.
Эффективность капиталовложений можно принять равной Ен=23%
Сопротивление линии 19,20 с проводом АС - 70 изменится:
Ом.
Потери в линии 19,20 составляют величину:
МВт
Годовые затраты составят величину равную:
тыс.руб.
Из расчётов видно, что экономически выгоднее использовать провод АС-70 для ВЛ-10 кВ.
10.2.Технико-экономическое обоснование трансформаторов.
Технико-экономический расчёт трансформаторов ведется по тем же формулам, что и для ВЛ.
Пример расчета автотрансформатора АТДЦТН - 125000/330/110 (узел 2).
Стоимость автотрансформатора берём по справочнику [1], которая в перерасчёте на 2004 г
составит:
млн.руб.
Эффективность капиталовложений можно принять равной Ен=23%
Время потерь для автотрансформатора:
ч.
Потери в автотрансформаторе составляют величину равную:
МВт.
Годовые затраты на эксплуатацию автотрансформатора:
млн.руб.
Для технико-экономического сравнения возьмём автотрансформатор
АТДЦТН -200000/330/110.
Стоимость автотрансформатора берём по справочнику [1], которая в перерасчёте на 2004 г
составит:
млн.руб.
Эффективность капиталовложений можно принять равной Ен=23%
Потери в автотрансформаторе составляют величину равную:
МВт.
Годовые затраты на эксплуатацию автотрансформатора:
млн.руб.
Из расчётов видно, что экономически выгоднее использовать автотрансформатор АТДЦТН - 125000/330/110.
Пример расчета трансформатора ТДТН - 25000/110 (узел 15).
Стоимость трансформатора берём по справочнику [1], которая в перерасчёте на 2004 г
составит:
млн.руб.
Эффективность капиталовложений можно принять равной Ен=23%
Время потерь для трансформатора:
ч.
Потери в трансформаторе составляют величину равную:
МВт.
Годовые затраты на эксплуатацию трансформатора:
млн.руб.
Для технико-экономического сравнения возьмём трансформатор ТДТН - 40000/110/
Стоимость трансформатора берём по справочнику [1], которая в перерасчёте на 2004 г
составит:
млн.руб.
Эффективность капиталовложений можно принять равной Ен=23%
Потери в трансформаторе составляют величину равную:
МВт.
Годовые затраты на эксплуатацию трансформатора:
млн.руб.
Из расчётов видно, что годовые затраты на эксплуатацию трансформатора ТДТН - 25000/110 ниже чем на ТДТН - 40000/110.
Пример расчета трансформатора ТМ -1000/10 (узел 20).
Стоимость трансформатора берём по справочнику [1], которая в перерасчёте на 2004 г
составит:
тыс. руб.
Эффективность капиталовложений можно принять равной Ен=23%
Время потерь для трансформатора:
ч.
Потери в трансформаторе составляют величину равную:
МВт.
Годовые затраты на эксплуатацию трансформатора:
тыс.руб.
Для технико-экономического сравнения возьмём трансформатор ТМ - 1600/10.
Стоимость трансформатора берём по справочнику [1], которая в перерасчёте на 2004 г
составит:
тыс.руб.
Эффективность капиталовложений можно принять равной Ен=23%
Потери в трансформаторе составляют величину равную:
кВт.
Годовые затраты на эксплуатацию трансформатора:
млн.руб.
Таким образом экономически выгоднее использовать трансформатор ТМ - 630/10, т.к. он дешевле по первоначальной стоимости и по годовым затратам на эксплуатацию.
10.3.Технико-экономическое обоснование ККУ
УКМ 58-0,4-200 (3*33,3+67=166,9) в узле 22.
Стоимость ККУ берём из справочника [1], которая в пересчёте на 2004 год составит:
тыс.руб.
Эффективность капиталовложений можно принять равной Ен=20%
Время потерь для линии 18,19:
ч.
Снижение активных потерь электроэнергии в результате установки ККУ в линии 18,19 составит величину равную:
кВт.
Снижение стоимости передачи электроэнергии:
тыс.руб.
Годовые затраты составят величину равную:
тыс.руб.
Тогда срок окупаемости ККУ в узле 22 равен:
года.
УКМ 57-10,5-3150 (7(3*150=450)) в узле 11.
Стоимость ККУ берём из справочника [1], которая в пересчёте на 2004 год составит:
тыс.руб.
Эффективность капиталовложений можно принять равной Ен=20%
Время потерь для линии 9,10:
ч.
Снижение активных потерь электроэнергии в результате установки ККУ в линии 18,20 составит величину равную:
кВт.
Снижение стоимости передачи электроэнергии:
тыс.руб.
Годовые затраты составят величину равную:
тыс.руб.
Эффективность капиталовложений за год:
тыс.руб.
Тогда срок окупаемости ККУ в узле 11 равен:
года.
Результаты технико-экономического расчёта сведены в таблицу 10.1.
Таблица 10.1.
Результаты технико–экономического расчёта
|
Тип провода (номер линии) |
Стоимость сооружения опор, млн.руб. |
Время потерь для линии, ч. |
Потери в линии, МВт |
Годовые затраты, млн. руб. |
|
2 х АС - 300(1.2) |
242.88 |
3410.93 |
7.862 |
96.087 |
|
2 х АС - 400(1.2) |
216.14 |
3410.93 |
5.897 |
79.884 |
|
АС - 185(4.5) |
12.42 |
24.14.475 |
0.511 |
4.707 |
|
АС - 240(4.5) |
13.59 |
24.14.475 |
0.394 |
4.553 |
|
АС-50(19.20) |
0.693 |
24.14.476 |
0.039 |
0.3 |
|
АС-70(19.20) |
0.735 |
24.14.477 |
0.028 |
0.27 |
|
Тип трансформатора (номер узла) |
Стоимость сооружения опор, млн.руб. |
Время потерь для линии, ч. |
Потери в линии, МВт |
Годовые затраты, млн. руб. |
|
АТДЦТН - 125000/330/110 ( 2). |
7.155 |
3410.93 |
0.287 |
3.114 |
|
АТДЦТН -200000/330/110 |
8.73 |
3410.93 |
0.303 |
3.558 |
|
ТДТН - 25000/110 (15) |
2.169 |
2414.48 |
0.101 |
0.743 |
|
ТДТН - 40000/110 |
2.832 |
2414.48 |
0.079 |
0.937 |
|
ТМ -1000/10 (20) |
0.089 |
2414.48 |
0.011 |
0.063 |
|
ТМ - 1600/10 |
0.124.5 |
2414.48 |
0.008 |
0.068 |
|
Тип компенсатора (номер узла) |
Стоимость сооружения опор, тыс.руб. |
Время потерь для линии, ч. |
Снижение стоимости передачи эл. эн -ии, тыс.руб |
Годовые затраты, тыс. руб. |
|
УКМ 58-0,4-200 ( 22) |
61.8 |
2414.48 |
7.243 |
12.36 |
|
УКМ 57-10,5-3150 (11) |
150.09 |
2414.48 |
546.9 |
30.02 |
11.Механический расчёт проводов воздушной линии
Расчёт выполним для провода АС-150 линии 5,9 (Uном=110кВ).
ВЛ с номинальным напряжением 110 кВ необходимо построить в III районе по гололёду и в III по ветру.
Высшая температура в этом районе +40оС, низшая температура -40оС, среднегодовая +5оС. Линия будет проложена на одноцепные железобетонных опорах типа ПБ110-5 проводом марки АС-150/24.
Длина пролёта принята равной 225 м.
По справочнику [1] определяем для нормального исполнения провода сечение алюминиевой части Fal=149 мм2, стального сердечника Fст=24,2 мм2, удельная масса провода G0=599 кг/км.
Для провода АС-150/24 определяем:
0С-1;
Нормативные допускаемые напряжения проводов и тросов:
при наибольшей нагрузке и при низшей температуре воздуха
Н/мм2;
при среднеэксплуатационных условиях
Н/мм2.
В качестве расчетных величин для III района по гололёду принимаем нормативную толщину стенки гололёда bг =15 мм, для III района по ветру принимаем нормативную скорость ветра 29 м/с.
11.1.Расчёт удельных нагрузок на провод
1) от собственной массы провода
Н/м.мм2,
где g - ускорение свободного падения;
g0 - удельная масса провода;
Fal+ Fст - сечение алюминиевой и стальной части провода.
2) от массы гололёда
Н/м.мм2,
где gл=900 кг/м3 - удельная масса гололёда;
bг - нормативная толщина стенки гололёда;
d - диаметр провода.
3) от массы провода и массы гололёда
Н/м.мм2.
4) от давления ветра на провод без гололёда
Н/м.мм2,
где - коэффициент, зависящий от высоты подвеса проводов;
Сx=1.2 - аэродинамический коэффициент;
υ- скорость ветра;
F - сечение провода.
5) от давления ветра на провод с гололёдом
Н/м.мм2.
6) от собственной массы провода и давления ветра без гололёда
Н/м.мм2.
7) от собственной массы провода, гололёда и давления ветра
Пересчитаем удельную нагрузку от давления ветра на провод с гололёдом при условии U=0.5Umax м/с:
Н/м.мм2.
Н/м.мм2.
11.2.Расчёт критических пролётов проводов
Первый критический пролёт определяет переход от расчётных условий при низшей температуре к среднегодовым условиям
Н/мм2.
При этом критический пролет определяется выражением:
м.
Второй критический пролёт определяет переход от расчётных условий при низшей температуре к условиям наибольшей нагрузки. При этом:
Н/мм2.
При этом критический пролет определяется выражением:
м.
Третий критический пролёт определяет переход от расчетных среднегодовых условий к условиям наибольшей нагрузки. При этом:
Н/мм2.
При этом критический пролет определяется выражением:
м.
Итак, м; м; м; м, поэтому
; .
При этом условии по справочнику выясняем, что в дальнейших расчетах в качестве исходных данных нужно принять:
Н/мм2.
11.3.Расчёт критической температуры
Для вычисления воспользуемся формулой:
,
где - температура, при которой наблюдается гололёд.
Находим напряжение в материале провода при гололёде и отсутствии ветра. В этом случае имеем:
Н/мм2;
Н/м.мм.2
тогда уравнение состояния провода записывается в виде:
Решая, данное уравнение получим
Н/мм2
Критическая температура
Поэтому наибольшая стрела провеса будет при гололёде
м.
11.4. Расчёт монтажной таблицы
Пользуясь уравнением состояния провода и учитывая конкретные климатические условия производим расчёт монтажной таблицы
,
где , - удельная нагрузка и температура воздуха при допускаемом напряжении провода
;
Тяжение на провод определим по формуле
,
где F – полное поперечное сопротивление провода F=173,2 мм2
Результаты расчёта приведены в таблице 11.1.
Таблица 11.1.
Монтажная таблица
|
,0С |
М , Н/мм2 |
Т, Н |
f, м |
|
-40 |
80,431 |
13931 |
2,67 |
|
-30 |
72,129 |
12493 |
2,98 |
|
-20 |
65,08 |
11272 |
3,3 |
|
-10 |
59,167 |
10248 |
3,63 |
|
0 |
54,226 |
9391.9 |
3,96 |
|
10 |
50,093 |
8676.1 |
4,29 |
|
20 |
46,613 |
8073.4 |
4,61 |
|
30 |
43,661 |
7562.1 |
4,92 |
|
40 |
41,133 |
7124.2 |
5,22 |
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 (50,63С) 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.
Список используемых источников
1. Неклепаев Б.Н. Электрическая часть станций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования: Учебное пособие для вузов/Б.Н. Неклепаев, И.П. Крючков. – М.: Энергоатомиздат, 1989. – 608 с.
2.Блок В. М. Электрические сети и системы: Учеб. пособие для электроэнергет. спец вузов. – М.: Высш. шк., 1986 – 430 с.: ил.
3.Электротехнический справочник: В 3т. Т.3 В2 кн. Кн.1 Производство и распределение электрической энергии (Под общ. ред. профессоров МЭИ: И.Н.Орлова (гл. ред.) и др.)7-е изд. испр. и доп. –М.: Энергоатомиздат, 1988. –880 с.: ил.