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
Мин. Обр. и Науки РФ
Вологодский Государственный Технический Университет
Кафедра электроснабжения
Расчетно-пояснительная записка к курсовому проекту
Вариант 68
Выполнил: студент группы ЭС-42
Труничев А.С.
Проверил: преподаватель
Воробьев В. А.
2011
Содержание
Введение
1. Исходные данные
2. Выбор сечения проводов воздушных линий электропередач
2.1 Предварительный расчет потоков мощностей
2.2 Выбор типа и сечения проводов ВЛ
2.3 Расчет параметров схем замещения проводов ВЛ
3. Выбор типа и мощности трансформаторов
4. Расчет параметров схемы замещения трансформаторов
5. Расчет потерь в трансформаторах
6. Расчет рабочих режимов без компенсации
6.1. Расчет наибольших и наименьших нагрузок в комплексной форме
6.2. Расчет потоков мощности в радиальных и кольцевых цепях
6.3. Потери мощности в линиях при максимальной и минимальной нагрузках
7. Расчет напряжений в узлах электрической сети
7.1. Приведение параметров схемы замещения к напряжению U=110 кВ
7.2. Расчет напряжений в узлах цепи при максимальной и минимальной
нагрузках
8. Расчет режима наибольшей нагрузки с компенсацией реактивной мощности
8.1. Расчет компенсируемой мощности
8.2. Расчет нагрузок с учетом компенсации
8.3. Предварительный расчет потоков мощности с учетом компенсации
8.4. Расчет потерь в трансформаторах с учетом компенсации нагрузки
8.5. Расчет потоков линиях при компенсированной максимальной нагрузке
8.6. Потери мощности в линиях при компенсированной максимальной
нагрузке
8.7. Расчет напряжений в узлах цепи в режиме с компенсацией
9. Расчет послеаварийных режимов
9.1. Обрыв одной из параллельных линий
9.2. Обрыв одной из кольцевых линий 10. Выбор средств регулирования
напряжения
10. Выбор средств регулирования напряжения
11. Технико-экономическое обоснование проводов ВЛ, трансформаторов, компенсирующих устройств
11.1. Технико-экономическое обоснование сечений ВЛ
11.2. Технико-экономическое обоснование трансформаторов
11.3. Технико-экономическое обоснование КУ
12. Механический расчёт проводов воздушных линий 110 кв
Заключение
Список использованной литературы
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.
1. Исходные данные
Рис. 1. Схема электрической сети
Мощности нагрузок Si (МBA)
Таблица 1
|
S4,4 |
S5 |
S6 |
S8,9 |
S14 |
S16 |
S17 |
S21 |
S22 |
S23 |
|
45 |
30 |
100 |
7,5 |
12 |
9 |
6 |
0,7 |
0,9 |
0,6 |
Длины линий L i,j (км)
Таблица 2
|
L 1,2 |
L 2,3 |
L 6,7 |
L 6,15 |
L 7,15 |
L 10,12 |
L 11,13 |
L 17,18 |
L 18,19 |
L 19,20 |
|
140 |
80 |
40 |
45 |
50 |
16 |
16 |
5 |
6 |
7 |
2. Выбор сечения проводов воздушных линий электропередач
2.1. Предварительный расчет потоков мощностей
Для выбора сечения проводов ВЛ необходимо выполнить предварительный расчет потокораспределения мощностей в электрической сети.
При предварительном расчете потораспределения допускается не учитывать потери мощности и напряжения, а также принять параметры электрической сети однородными и коэффициент активной мощности нагрузок одинаковым у всех электропотребителей.
S11,13 S14/2=12/2=6 МВ.А;
S10,12 S11,13 =12/2=6 МВ.А;
S7э S9+S8+S10,12 +S11,13=7,5+7,5+6+6=27 МВ.А;
S19,20S23 =0,6 МВ.А;
S18,19 S22+S23=0,9+0,6=1,5 МВ.А;
S17,18S22+S23 +S21 =0,9+0,6+0,7=2,2 МВ.А;
S15э S17+S17,18+S16 =6+2,2+9=17,2 МВ.А;
S7,15S6,15-S15э =19,47-17,2=2,27 МВ.А;
S6эS6+S6,7 +S6,15=24,73+19,47+100=144,2 МВ.А;
S2,3 S6э+S5=144,2+30=174,2 МВ.А;
S1,22S4+S2,3=2.45+174,2=264.2 МВ.А.
2.2. Выбор типа и сечений проводов ВЛ
Сечение провода найдем по формуле:
, (1)
где - мощность линии i-j;
- номинальное значение напряжения;
- экономическая плотность тока.
Сечение проводов ВЛ по (1) выбирается ближайшее стандартное. Необходимо учитывать, что выбранное сечение поводов не должно быть меньше минимально допустимого по условиям механической прочности.
Пример расчета:
Значения экономических плотностей тока и минимальных сечений проводов для разных классов напряжений сведем в таблицу 3.
Таблица 3
|
, кВ |
10 |
35 |
110 |
330 |
|
, А/мм2 |
1,4 |
1,3 |
1,2 |
1 |
|
, мм2 |
35 |
50 |
70 |
150 |
Выбранные провода ВЛ и их параметры сведем в таблицу 4.
Таблица 4
|
№ ВЛ |
Fрасч, мм2 |
Марка провода |
, кВ |
r0, Ом/км |
d, мм |
|
1-2 |
462,78 |
2хАС-240 |
330 |
0.12 |
20 |
|
2-3 |
305,13 |
2хАС-185 |
330 |
0,16 |
17,5 |
|
6-7 |
118,15 |
АС-120 |
110 |
0,25 |
14 |
|
10-12 |
82,6 |
АС-95 |
35 |
0,31 |
12,4 |
|
11-13 |
82,6 |
АС-95 |
35 |
0,31 |
12,4 |
|
6-15 |
92 |
АС-95 |
110 |
0,31 |
12,4 |
|
7-15 |
10,83 |
АС-70 |
110 |
0,42 |
10,6 |
|
17-18 |
97,71 |
СИП-120 |
10 |
0,288 |
12,8 |
|
18-19 |
66,7 |
СИП-70 |
10 |
0,493 |
9,7 |
|
19-20 |
26,68 |
СИП-35 |
10 |
0,986 |
6,9 |
2.3. Расчет параметров схем замещения проводов ВЛ
Сопротивления и проводимости ВЛ рассчитывают по их удельным значениям. Удельное активное сопротивление может быть приближенно определено:
(2)
где - удельное активное сопротивление;
- длина линии;
- число проводов в фазе.
Удельное индуктивное сопротивление:
, (3)
где - среднегеометрическое расстояние между проводами;
- эквивалентный радиус провода;
, (4)
где - среднегеометрическое расстояние между проводами в фазе;
- радиус провода;
, (5)
где ,,- расстояние между проводами.
Емкостная проводимость линии:
, (6)
где - удельная емкостная проводимость
, (7)
Зарядная мощность линии:
, (8)
Приведем пример расчета линии 1,2 с проводом марки 2.АС-240 (Uном=330 кВ)
; мм; кВ;
Ом
м; м; м
м
мм
Ом/км
Ом
мкСм/км
мкСм
Мвар
Результаты расчета параметров схемы замещения ВЛ сведем в таблицу 5
Таблица 5
|
№ узлов |
Тип провода |
Сопротивления |
Проводимости |
||||
|
r0, Ом/км |
r, Ом |
x0, Ом/км |
x, Ом |
b0 10-6, См/км |
b 10-6, См |
||
|
1,2 |
2*АС-240 |
0,12 |
8,4 |
0,36 |
50,4 |
3,1 |
434,3 |
|
2,3 |
2*АС-185 |
0,16 |
6,4 |
0,326 |
26,8 |
3,435 |
275 |
|
6,7 |
АС-120 |
0,25 |
10 |
0,428 |
17,12 |
2,65 |
106 |
|
7,15 |
АС-70 |
0,42 |
21 |
0,446 |
22,3 |
2,55 |
127,5 |
|
6,15 |
АС-95 |
0,31 |
13,95 |
0,436 |
19,62 |
2,61 |
117,45 |
|
19,20 |
АС-35 |
0,986 |
6,9 |
0,336 |
2,35 |
3,42 |
23,94 |
|
17,18 |
АС-120 |
0,288 |
1,44 |
0,297 |
1,49 |
3,89 |
19,45 |
|
18,19 |
АС-70 |
0,493 |
2,96 |
0,315 |
1,89 |
3,8 |
22,8 |
|
10,12 |
АС-95 |
0,31 |
4,96 |
0,413 |
6,6 |
2,757 |
44,1 |
|
11,13 |
АС-95 |
0,31 |
4,96 |
0,413 |
6,6 |
2,757 |
44,1 |
3. Выбор типа и мощности трансформаторов
В электрической сети с несколькими ступенями напряжения трансформаторы и автотрансформаторы мощностью более 1600 кВ.А выбирают с устройствами регулирования напряжения под нагрузкой (РПН).
Трансформаторы районных подстанций и сельских электрических сетей выбирают с масляным охлаждением.
Мощность трансформатора однотрансформаторной подстанции: где Sр - расчетная мощность нагрузки потребителя.
Расчетная мощность нагрузки трехобмоточных трансформаторов и автотрансформаторов определится как сумма расчетных мощностей обмоток среднего (СН) и низшего (НН) напряжений.
Двухобмоточные трансформаторы
Узлы:12,14. Обозначение: Т5. Sн=S14/2 =12/2=6 МВА
Тип: ТДНС -6300/35/10
Узлы: 13,14. Обозначение: Т6. Sн= S14/2 =12/2=6 МВА
Тип: ТДНС -6300/35/10
Узлы: 20,23. Обозначение: Т10. Sн=S23=0,6 МВА
Тип: ТМ - 630/10/0,4
Узлы: 19,22. Обозначение: Т9. Sн=S22=0,9 МВА
Тип: ТМ – 1000/10/0,4
Узлы: 18,21. Обозначение: Т8. Sн=S21=0,7 МВА
Тип: ТМ – 1000/10/0,4
Трансформатор с расщепленной обмоткой
Узлы: 2,4. Обозначение: Т2. Sн=S4+ S4=45+45=90 МВА
Тип: ТРДЦН – 125000/330/10/10
Трехобмоточный трансформатор
Узлы: 15,16,17. Обозначение: ТТ7. Sн=S16+S17,18 +S17=6+2,2+9=17.2 МВА
Тип: ТДТН - 25000/110/35/10
Узлы: 7,9,11. Обозначение: Т4. Sн= S9+ S11,13=6+7,5=13,5 МВА
Тип: ТДТН-16000/110/35/10
Узлы: 7,8,10. Обозначение: Т3. Sн= S8+ S10,12=6+7,5=13,5 МВА
Тип: ТДТН-16000/110/35/10
Автотрансформатор
Узлы: 3, 6, 5. Обозначение: АТ.
Sн=S6+ S6,7+ + =100+24,733+19,467+30=174,2 МВА
Тип: АТДЦТН - 200000/330/110/10
4. Расчет параметров схемы замещения трансформаторов
Двухобмоточные трансформаторы
; ; ;
Расчетные значения параметров схем замещения трансформаторов сведем в таблицу 6.
Таблица 6
|
№ узла |
Тип трансформатора |
Активные сопротивления |
проводимости |
||||||
|
rB-C |
rB-H |
rC-H |
rB |
rC |
rH |
gt*10-6 |
bt*10-6 |
||
|
3,5,6 |
АТДЦТН- 200000/330 |
1,525 |
1,796 |
1,796 |
1,525 |
1,525 |
5,659 |
1,653 |
9,183 |
|
7,8,10 |
ТДТН- 16000/110 |
4,963 |
4,963 |
4,963 |
2,481 |
2,481 |
2,481 |
2,149 |
13,88 |
|
7,9,11 |
ТДТН- 16000/110 |
4,963 |
4,963 |
4,963 |
2,481 |
2,481 |
2,481 |
2,149 |
13,88 |
|
15,16,17 |
ТДТН- 25000/110 |
2,033 |
2,033 |
2,033 |
1,016 |
1,016 |
1,016 |
2,149 |
21,69 |
|
2,4 |
ТРДЦН- 125000/330 |
- |
2,927 |
- |
- |
- |
- |
1,653 |
9,183 |
|
20,23 |
ТМ-630/10 |
- |
1,915 |
- |
- |
- |
- |
14,2 |
126 |
|
19,22 |
ТМ-1000/10 |
- |
1,22 |
- |
- |
- |
- |
21 |
140 |
|
18,21 |
ТМ-1000/10 |
- |
1,22 |
- |
- |
- |
- |
21 |
140 |
|
13,14 |
ТДНС-6300/35 |
- |
1,435 |
- |
- |
- |
- |
7,673 |
46,29 |
|
12,14 |
ТДНС-6300/35 |
- |
1,435 |
- |
- |
- |
- |
7,673 |
46,29 |
|
№ узла |
Тип трансформатора |
Реактивные сопротивления |
|||||
|
хB-C |
хB-H |
хC-H |
хB |
хC |
хH |
||
|
3,5,6 |
АТДЦТН- 200000/330 |
54,45 |
130,68 |
122,513 |
31,309 |
23,141 |
99,371 |
|
7,8,10 |
ТДТН- 16000/110 |
79,406 |
128,56 |
45,375 |
81,297 |
-1,891 |
47,266 |
|
7,9,11 |
ТДТН- 16000/110 |
79,41 |
128,56 |
45,375 |
81,297 |
-1,891 |
47,266 |
|
15,16,17 |
ТДТН- 25000/110 |
50,82 |
82,28 |
29,04 |
52,03 |
-1,21 |
30,25 |
|
2,4 |
ТРДЦН- 125000/330 |
- |
95,832 |
- |
- |
- |
- |
|
20,23 |
ТМ-630/10 |
- |
8,73 |
- |
- |
- |
- |
|
19,22 |
ТМ-1000/10 |
- |
5,5 |
- |
- |
- |
- |
|
18,21 |
ТМ-1000/10 |
- |
5,5 |
- |
- |
- |
- |
|
13,14 |
ТДНС-10000/35 |
- |
14,583 |
- |
- |
- |
- |
|
12,14 |
ТДНС-10000/35 |
- |
14,583 |
- |
- |
- |
- |
5. Расчет потерь в трансформаторах
Потери мощности в двухобмоточных трансформаторах находятся по формулам
Определим потери мощности в трансформаторе Т10: ТМ-630/10.
кВт ;
кВар .
Потери мощности в трехобмоточных трансформаторах и автотрансформаторах находятся по формулам
где Sн,1, Sн,2, Sн,3 - нагрузка обмоток ВН, СН и НН ;
Sном,1, Sном,2, Sном,3 - номинальные мощности обмоток ВН, СН и НН.
Пример расчета для трехобмоточного трансформатора Т7
Таблица потерь в трансформаторах при наименьшей и наибольшей нагрузках
Таблица 7
|
№ |
Тип трансформатора |
Минимальная нагрузка(МВА) |
Максимальная нагрузка(МВА) |
|
Т1 |
АТДЦТН-200000/330 |
0,408+j3,746 |
0,551+j8,982 |
|
Т3 |
ТДТН-16000/110 |
0,04+j0,528 |
0,082+j1,607 |
|
Т4 |
ТДТН-16000/110 |
0,04+j0,528 |
0,082+j1,607 |
|
Т7 |
ТДТН-25000/110 |
0,035+j0,621 |
0,076+j1,695 |
|
Т2 |
ТРДЦН-125000/330 |
0,234+j2,407 |
0,398+j7,753 |
|
Т8 |
ТМ-1000/10 |
0,004+j0,021 |
0,008+j0,041 |
|
Т9 |
ТМ-1000/10 |
0,005+j0,025 |
0,012+j0,059 |
|
Т10 |
ТМ-630/10 |
0,003+j0,02 |
0,008+j0,044 |
|
Т5 |
ТДНС-10000/35 |
0,02+j0,164 |
0,052+j0,485 |
|
Т6 |
ТДНС-10000/35 |
0,02+j0,164 |
0,052+j0,485 |
6. Расчет рабочих режимов
6.1. Расчет наибольших и наименьших нагрузок в комплексной форме
Таблица 8
|
Максимальная нагрузка |
Минимальная нагрузка |
|
Для линий напряжением меньше 35кВ cosφ=0.8 sinφ=0.6: Для линий напряжением 35кВ cosφ=0.85 sinφ=0.527: |
Для линий напряжением меньше 35кВ cosφ=0.8 sinφ=0.6: Для линий напряжением 35кВ cosφ=0.85 sinφ=0.527: |
6.2. Расчет потоков мощности в радиальных и кольцевых цепях
Потоки мощности в линиях при наименьшей нагрузке сведем в таблицу 9.
Таблица 9
|
Узлы |
Начало линии |
Конец линии |
||
|
Активная мощность |
Реактивная мощность |
Активная мощность |
Реактивная мощность |
|
|
1,2 |
110,939 |
3,6 |
109,959 |
24,872 |
|
2,3 |
73,724 |
21,998 |
73,335 |
35,374 |
|
6,7 |
10,639 |
7,042 |
10,639 |
7,042 |
|
7,15 |
0,36 |
1,136 |
0,36 |
1,136 |
|
6,15 |
7,557 |
5,192 |
7,557 |
5,192 |
|
19,20 |
0,25 |
0,203 |
0,243 |
0,2 |
|
17,18 |
0,937 |
0,742 |
0,917 |
0,74 |
|
18,19 |
0,633 |
0,51 |
0,615 |
0,498 |
|
10,12 |
2,459 |
2,016 |
2,42 |
1,964 |
|
11,13 |
2,459 |
2,016 |
2,42 |
1,964 |
Потоки мощности в линиях при наименьшей нагрузке сведем в таблицу 10.
Таблица 10
|
Узлы |
Начало линии |
Конец линии |
||
|
Активная мощность |
Реактивная мощность |
Активная мощность |
Реактивная мощность |
|
|
1,2 |
226,453 |
122,176 |
221,516 |
122,214 |
|
2,3 |
149,118 |
86,994 |
147,317 |
94,616 |
|
6,7 |
21,535 |
16,987 |
21,535 |
16,987 |
|
7,15 |
0,659 |
2,421 |
0,659 |
2,421 |
|
6,15 |
15,162 |
12,586 |
15,162 |
12,586 |
|
19,20 |
0,516 |
0,413 |
0,488 |
0,404 |
|
17,18 |
1,977 |
1,606 |
1,892 |
1,521 |
|
18,19 |
1,324 |
1,06 |
1,248 |
1,012 |
|
10,12 |
5,014 |
4,302 |
4,852 |
4,085 |
|
11,13 |
5,014 |
4,302 |
4,852 |
4,085 |
6.3. Потери мощности в линиях при наибольшей и наименьшей нагрузках
Таблица 11
|
Узлы |
Минимальная нагрузка, МВА |
Максимальная нагрузка, МВА |
|
1,2 |
0,98+j5,261 |
4,937+j26,496 |
|
2,3 |
0,39+j1,588 |
1,802+7,341 |
|
6,7 |
0,135+j0,23 |
0,622+j1,064 |
|
7,15 |
0,002+j0,003 |
0,011+j0,012 |
|
6,15 |
0,097+j0,136 |
0,448+j0,63 |
|
19,20 |
0,007+j0,002 |
0,028+j0,009 |
|
17,18 |
0,02+j0,002 |
0,085+j0,085 |
|
18,19 |
0,019+j0,012 |
0,076+j0,048 |
|
10,12 |
0,039+j0,052 |
0,163+j0,217 |
|
11,13 |
0,039+j0,052 |
0,163+j0,217 |
7. Расчет напряжений в узлах электрической сети
7.1. Приведение параметров схемы замещения к напряжению U=110 кВ
; ;, при Uном<110 кВ
; , при Uном>110 кВ
Приведение параметров схем замещения линий
Таблица 12
|
Узлы |
Uном В |
r, Ом |
rП, Ом |
x, Ом |
xП, Ом |
|
1,2 |
330,000 |
8,4 |
0,93 |
45,08 |
5,01 |
|
2,3 |
330,000 |
6,4 |
0,71 |
26,08 |
2,9 |
|
6,7 |
110,000 |
10 |
10 |
17,12 |
17,12 |
|
7,15 |
110,000 |
21 |
21 |
22,25 |
22,25 |
|
6,15 |
110,000 |
13,95 |
13,95 |
19,62 |
19,62 |
|
19,20 |
35,000 |
6,9 |
835,14 |
2,3 |
277,82 |
|
17,18 |
35,000 |
1,44 |
174,24 |
1,44 |
174,84 |
|
18,19 |
35,000 |
2,96 |
357,92 |
1,88 |
227,24 |
|
10,12 |
10,000 |
4,96 |
48,99 |
6,61 |
65,27 |
|
11,13 |
10,000 |
4,96 |
48,99 |
6,61 |
65,27 |
Приведение параметров схем замещения трансформаторов
Таблица 13
|
№ |
Обозначение тр-ра |
Uном кВ |
r, Ом |
rп, Ом |
x, Ом |
xп, Ом |
|
Т1 |
АТДЦТН-200000/330 |
330 |
1,52 |
0,17 |
31,31 |
3,48 |
|
1,52 |
0,17 |
23,14 |
2,57 |
|||
|
5,66 |
0,63 |
99,37 |
11,04 |
|||
|
Т2 |
ТРДЦН-125000/330 |
330 |
2,93 |
0,33 |
95,83 |
10,65 |
|
Т10 |
ТМ-630/10 |
10 |
1,91 |
231,7 |
8,73 |
1060 |
|
Т9 |
ТМ-1000/10 |
10 |
1,22 |
147,62 |
5,5 |
665,5 |
|
Т8 |
ТМ-1000/10 |
10 |
1,22 |
147,62 |
5,5 |
665,5 |
|
Т6 |
ТДНС-10000/35 |
35 |
1,44 |
14,18 |
14,58 |
144,05 |
|
Т5 |
ТДНС-10000/35 |
35 |
1,44 |
14,18 |
14,58 |
144,05 |
|
Т3 |
ТДТН-16000/110 |
110 |
2,48 |
2,48 |
81,3 |
81,3 |
|
2,48 |
2,48 |
-1,89 |
-1,89 |
|||
|
2,48 |
2,48 |
47,27 |
47,27 |
|||
|
Т4 |
ТДТН-16000/110 |
110 |
2,48 |
2,48 |
81,3 |
81,3 |
|
2,48 |
2,48 |
-1,89 |
-1,89 |
|||
|
2,48 |
2,48 |
47,27 |
47,27 |
|||
|
Т7 |
ТДТН-25000/110 |
110 |
1,02 |
1,02 |
52,03 |
52,03 |
|
1,02 |
1,02 |
-1,21 |
-1,21 |
|||
|
1,02 |
1,02 |
30,25 |
30,25 |
7.2. Расчет напряжений в узлах цепи при наибольшей и наименьшей нагрузках
По указанным выше формулам найдем приведенные напряжения во всех узлах цепи, а затем, используя коэффициент приведения, найдем их фактические значения
Напряжения выше 110 кВ умножаются на коэффициент приведения, а ниже 110 кВ делятся на него.
Таблица 14
|
Узлы |
Uном,кВ |
Наибольшая нагрузка |
Наименьшая нагрузка |
||
|
Приведенные |
Фактические |
Приведенные |
Фактические |
||
|
1 |
330 |
121 |
363 |
121 |
363 |
|
2 |
330 |
113,915 |
341,75 |
119,031 |
357,09 |
|
3 |
330 |
110,519 |
331,56 |
117,638 |
352,91 |
|
4 |
10 |
111,248 |
10,11 |
117,683 |
10,7 |
|
5 |
10 |
105,476 |
9,59 |
117,683 |
10,5 |
|
6 |
110 |
105,311 |
105,31 |
115,462 |
115,46 |
|
7 |
110 |
100,725 |
100,73 |
115,463 |
113,4 |
|
8 |
10 |
91,609 |
8,33 |
109,303 |
9,94 |
|
9 |
10 |
91,609 |
8,33 |
109,303 |
9,94 |
|
10 |
35 |
93,605 |
29,78 |
110,31 |
35,1 |
|
11 |
35 |
93,605 |
29,78 |
110,31 |
35,1 |
|
12 |
35 |
89,027 |
28,33 |
108,068 |
34,39 |
|
13 |
35 |
89,027 |
28,33 |
108,068 |
34,39 |
|
14 |
10 |
79,221 |
7,2 |
102,9 |
9,35 |
|
15 |
110 |
101,149 |
101,15 |
113,581 |
113,58 |
|
16 |
35 |
96,426 |
30,68 |
111,637 |
35,52 |
|
17 |
10 |
92,168 |
8,38 |
110,92 |
10,08 |
|
18 |
10 |
86,754 |
7,89 |
108,292 |
9,84 |
|
19 |
10 |
80,508 |
7,32 |
105,24 |
9,57 |
|
20 |
10 |
75,802 |
6,89 |
102,892 |
9,35 |
|
21 |
0,4 |
83,509 |
0,3 |
106,655 |
0,39 |
|
22 |
0,4 |
77,318 |
0,28 |
103,14 |
0,38 |
|
23 |
0,4 |
71,438 |
0,26 |
100,676 |
0,37 |
|
24 |
107,395 |
116,428 |
|||
|
25 |
96,444 |
111,647 |
|||
|
26 |
93,644 |
110,33 |
|||
|
27 |
93,644 |
110,33 |
8. Расчет режима наибольшей нагрузки с компенсацией реактивной мощности
8.1. Расчет компенсируемой мощности
Воспользуемся формулой:
Параметры , для различных напряжений сети
Таблица 15
|
U, kB |
cosφ |
cosφk |
φ |
φk |
tgφ |
tgφk |
|
0.4 |
0.8 |
0.98 |
0.644 |
0.2 |
0.75 |
0.203 |
|
10, 35 |
0.8 |
0.97 |
0.644 |
0.246 |
0.75 |
0.251 |
|
≥110 |
0.85 |
0.96 |
0.555 |
0.284 |
0.62 |
0.292 |
Расчет компенсируемой мощности и выбор компенсирующих устройств
Таблица 16
|
Узлы |
, МВАР |
Тип компенс. уст-ва |
Кол-во |
, МВАР |
|
4 |
19,975 |
УКП(П)-57- 10.5-1800 |
10 |
18 |
|
5 |
11,985 |
УКП(П)-57- 10.5-900 |
13 |
11,7 |
|
6 |
27,887 |
- |
27,887 |
|
|
8 |
3,596 |
УКП(П)-57- 10.5-450 |
7 |
3,15 |
|
9 |
3,596 |
УКП(П)-57- 10.5-450 |
7 |
3,15 |
|
14 |
5,194 |
УКП(П)-57- 10.5-450 |
11 |
4,95 |
|
16 |
4,245 |
- |
3,82 |
|
|
17 |
2,197 |
УКП(П)-57- 10.5-450 |
5 |
2,25 |
|
21 |
0,35 |
УКM - 6(10) - 400 У1 |
1 |
0,4 |
|
22 |
0,35 |
УКЛ - 6(10) - 400 У1 |
1 |
0,4 |
|
23 |
0,263 |
УКM - 6(10) - 400 У1 |
1 |
0,4 |
8.2. Расчет нагрузок с учетом компенсации
Таблица 17
|
Реактивная нагрузка, МВАР |
Активная нагрузка, МВт |
Найдем модули нагрузок в узлах
, где - модуль нагрузки i-го узла
8.3. Предварительный расчет потоков мощности с учетом компенсации
Sк11,13 Sк14/2=4,93 МВ.А;
Sк10,12 Sк11,13 =4,93 МВ.А;
Sк7э(Sк9+Sк8+Sк10,12 +Sк11,13 )∙1,03=22,825 МВ.А;
Sк19,20Sк23 =0,482 МВ.А;
Sк18,19 Sк22+Sк23=1,215 МВ.А;
Sк17,18Sк22+Sк23 +Sк21 =1,776 МВ.А;
Sк15э(Sк17+Sк17,18+Sк16 )∙1,03=14,901 МВ.А;
, ;
, .
Sк7,15Sк6,15-Sк15э =1,796 МВ.А;
Sк6эSк6+Sк6,7 +Sк6,15=126,268 МВ.А;
Sк2,3 Sк6э+Sк5=151,081 МВ.А;
Sк1,2(2 Sк4+Sк2,3)∙1,03=232,055 МВ.А;
8.4. Расчет потерь в трансформаторах с учетом компенсации нагрузки
Таблица 18
|
№ |
Тип трансформатора |
Компенсированная нагрузка(МВА) |
|
Т1 |
АТДЦТН-200000/330 |
0,467+j11,512 |
|
Т2 |
ТРДЦН-125000/330 |
0,434+j3,674 |
|
Т10 |
ТМ-630/10 |
0,006+j0,033 |
|
Т9 |
ТМ-1000/10 |
0,009+j0,044 |
|
Т8 |
ТМ-1000/10 |
0,006+j0,031 |
|
Т6 |
ТДНС-10000/35 |
0,038+j0,346 |
|
Т5 |
ТДНС-10000/35 |
0,038+j0,346 |
|
ТТ3 |
ТДТН-16000/110 |
0,064+j1,137 |
|
ТТ4 |
ТДТН-16000/110 |
0,082+j1,607 |
|
ТТ7 |
ТДТН-25000/110 |
0,079+j1,271 |
8.5. Расчет потоков в линиях при компенсированной наибольшей нагрузке
Таблица 19
|
Узлы |
Начало линии |
Конец линии |
||
|
Активная мощность |
Реактивная мощность |
Активная мощность |
Реактивная мощность |
|
|
1,2 |
242,165 |
16,439 |
220,379 |
22,655 |
|
2,3 |
147,945 |
27,515 |
146,602 |
37,003 |
|
6,7 |
21,074 |
5,534 |
21,074 |
5,534 |
|
7,15 |
0,955 |
1,718 |
0,955 |
1,718 |
|
6,15 |
15,376 |
4,095 |
15,376 |
4,095 |
|
19,20 |
0,502 |
-0,002 |
0,486 |
-0,007 |
|
17,18 |
1,892 |
0,312 |
1,843 |
0,262 |
|
18,19 |
1,277 |
0,211 |
1,231 |
0,182 |
|
10,12 |
4,941 |
1,609 |
4,838 |
1,471 |
|
11,13 |
4,941 |
1,609 |
4,838 |
1,471 |
8.6. Потери мощности в линиях при компенсированной наибольшей нагрузке
Таблица 20
|
Узлы |
Компенсированная нагрузка, МВА |
|
1,2 |
3,768+j20,317 |
|
2,3 |
1,344+j5,457 |
|
6,7 |
0,392+j0,672 |
|
7,15 |
0,007+j0,007 |
|
6,15 |
0,292+j0,411 |
|
19,20 |
0,016+j0,005 |
|
17,18 |
0,05+j0,05 |
|
18,19 |
0,046+j0,029 |
|
10,12 |
0,104+j0,138 |
|
11,13 |
0,104+j0,138 |
8.7. Расчет напряжений в узлах цепи в режиме с компенсацией
Таблица 21
|
Узлы |
Uном, кВ |
Компенсированная нагрузка |
|
|
Приведенные |
Фактические |
||
|
1 |
330 |
121 |
363 |
|
2 |
330 |
118,508 |
355,52 |
|
3 |
330 |
116,642 |
349,93 |
|
4 |
10 |
117,581 |
10,69 |
|
5 |
10 |
114,592 |
10,42 |
|
6 |
110 |
114,385 |
114,38 |
|
7 |
110 |
111,642 |
111,64 |
|
8 |
10 |
106,322 |
9,67 |
|
9 |
10 |
106,322 |
9,67 |
|
10 |
35 |
106,923 |
34,02 |
|
11 |
35 |
106,923 |
34,02 |
|
12 |
35 |
103,919 |
33,07 |
|
13 |
35 |
103,919 |
33,07 |
|
14 |
10 |
100,489 |
9,14 |
|
15 |
110 |
111,726 |
111,73 |
|
16 |
35 |
110,617 |
35,2 |
|
17 |
10 |
110,174 |
10,02 |
|
18 |
10 |
106,709 |
9,7 |
|
19 |
10 |
102,139 |
9,29 |
|
20 |
10 |
98,476 |
8,95 |
|
21 |
0,4 |
105,89 |
0,39 |
|
22 |
0,4 |
100,412 |
0,37 |
|
23 |
0,4 |
97,962 |
0,36 |
|
24 |
115,337 |
||
|
25 |
110,678 |
||
|
26 |
107,007 |
||
|
27 |
107,007 |
9. Расчет послеаварийных режимов
9.1. Обрыв одной из параллельных линий (Обрыв линии 10-12)
Рис. 2. Схема электрической сети после аварии
Расчет потоков мощностей
S11,13S14=12 МВ.А;
S7ЭS9+S8+ S11,13=7,5+7,5+12=27 МВ.А;
S19,20S23 =0,6 МВ.А;
S18,19 S22+S23=0,9+0,6=1,5 МВ.А;
S17,18S22+S23 +S21 =0,9+0,6+0,7=2,2 МВ.А;
S15э S17+S17,18+S16 =6+2,2+9=17,2 МВ.А;
S7,15S6,15-S15э =19,47-17,2=2,27 МВ.А;
S6эS6+S6,7 +S6,15=24,73+19,47+100=144,2 МВ.А;
S2,3 S6э+S5=144,2+30=174,2 МВ.А;
S1,22S4+S2,3=2.45+174,2=264.2 МВ.А.
Результаты расчета потоков мощности и потерь в линиях при обрыве линии 10-12 сведены в таблицу 22
Таблица 22
|
№ линии |
Потери мощностив линиях |
Потоки мощности в линиях при обрыве линии 10-12 |
|
|
, МВА |
, МВА |
||
|
1 2 |
3,792+j20,35 |
220,578+j22,449 |
224,37+j16,265 |
|
2 3 |
1, 463+j5,485 |
146,798+j36,787 |
148,144+j27,309 |
|
6 7 |
0,395+j0,677 |
21,207+j5,363 |
21,207+j5,363 |
|
7 15 |
0,007+j0,007 |
1,031+j1,664 |
1,031+j1,664 |
|
6 15 |
0,293+j0,413 |
15,434+j4,042 |
15,434+j4,042 |
|
11 13 |
0,398+j0,052 |
9,676+j2,942 |
10,074+j2,994 |
|
19 20 |
0,016+j0,005 |
0,486-j0,007 |
0,502+j0,002 |
|
17 18 |
0,05+j0,05 |
1,843+j0,262 |
1,892+j0,312 |
|
18 19 |
0.046+j0.029 |
1,231+j0,182 |
1,277+j0,211 |
Расчет напряжений в узлах
Расчет напряжений в узлах электрической сети в послеаварийном режиме В производится аналогично расчету напряжений в режиме наибольшей нагрузки.
Пример расчета:
U1пр=121 кВ
кВ
Результаты расчета напряжений приведены в таблице 23
Таблица 23
|
№ узла |
Uном,кВ |
Ui пр, кВ |
Ui факт, кВ |
|
1 |
121 |
363 |
|
|
2 |
330 |
118,517 |
355,55 |
|
3 |
330 |
116,655 |
349,96 |
|
4 |
330 |
117,59 |
10,69 |
|
5 |
10 |
114,612 |
10,42 |
|
6 |
10 |
114,409 |
114,41 |
|
7 |
110 |
111,682 |
111,68 |
|
8 |
110 |
106,543 |
9,69 |
|
9 |
10 |
106,543 |
9,69 |
|
10 |
10 |
107,114 |
34,09 |
|
11 |
35 |
107,114 |
34,09 |
|
12 |
35 |
101,182 |
32,19 |
|
13 |
35 |
101,182 |
32,19 |
|
14 |
10 |
97,772 |
8,89 |
|
15 |
10 |
111,754 |
111,75 |
|
16 |
110 |
110,644 |
35,21 |
|
17 |
35 |
110,201 |
10,02 |
|
18 |
10 |
106,737 |
9,7 |
|
19 |
10 |
102,166 |
9,29 |
|
20 |
10 |
98,503 |
8,95 |
|
21 |
10 |
105,918 |
0,39 |
|
22 |
0,4 |
100,439 |
0,37 |
|
23 |
0,4 |
97,989 |
0,36 |
|
24 |
0,4 |
115,357 |
|
|
25 |
110,705 |
||
|
26 |
107,228 |
||
|
27 |
107,228 |
9.2. Обрыв одной из кольцевых линий (Обрыв линии 6-7)
Рис. 3. Схема электрической сети после аварии
Результаты расчета потоков мощности и потерь в линиях при обрыве линии 6-8 сведены в таблицу 24
Таблица 24
|
№ линии |
Потери мощностив линиях |
Потоки мощности в линиях при обрыве линии 6-8 |
|
|
, МВА |
, МВА |
||
|
1 2 |
3,872+j20,777 |
222,457+j26,548 |
226,328+j20,792 |
|
2 3 |
1,395+j5,687 |
148,627+j40,684 |
150,023+j31,408 |
|
7 15 |
0,95+j1,007 |
22,029+j7,893 |
22,979+j8,9 |
|
6 15 |
1,759+j2,474 |
37,401+j11,277 |
39,16+j13,751 |
|
11 13 |
0,104+j0,138 |
4,838+j1,471 |
4,941+j1,609 |
|
10 12 |
0,104+j0,138 |
4,838+j1,471 |
4,941+j1,609 |
|
19 20 |
0,016+j0,005 |
0,486-j0,007 |
0,502+j0,002 |
|
17 18 |
0,05+j0,05 |
1,843+j0,262 |
1,892+j0,312 |
|
18 19 |
0,046+j0,029 |
1,231+j0,182 |
1,277+j0,211 |
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
Результаты расчета напряжений приведены в таблице 24
Напряжения в узлах при обрыве линии 6-7
Таблица 25
|
№ узла |
Uном,кВ |
Ui пр, кВ |
Ui факт, кВ |
|
1 |
121 |
363 |
|
|
2 |
330 |
118,319 |
354,96 |
|
3 |
330 |
116,344 |
349,03 |
|
4 |
330 |
117,392 |
10,67 |
|
5 |
10 |
114,177 |
10,38 |
|
6 |
10 |
113,882 |
113,88 |
|
7 |
110 |
103,095 |
103,1 |
|
8 |
110 |
97,414 |
8,86 |
|
9 |
10 |
97,414 |
8,86 |
|
10 |
10 |
98,012 |
31,19 |
|
11 |
35 |
98,012 |
31,19 |
|
12 |
35 |
94,216 |
29,98 |
|
13 |
35 |
94,216 |
29,98 |
|
14 |
35 |
90,866 |
8,26 |
|
15 |
10 |
107,255 |
107,26 |
|
16 |
110 |
106,155 |
33,78 |
|
17 |
35 |
105,712 |
9,61 |
|
18 |
10 |
102,249 |
9,3 |
|
19 |
10 |
97,679 |
8,88 |
|
20 |
10 |
94,017 |
8,55 |
|
21 |
10 |
101,432 |
0,37 |
|
22 |
0,4 |
95,956 |
0,35 |
|
23 |
0,4 |
93,508 |
0,34 |
|
24 |
0,4 |
114,922 |
|
|
25 |
106,215 |
||
|
26 |
98,096 |
||
|
27 |
98,096 |
10. Выбор средств регулирования напряжения
Результаты расчета регулирования напряжения приведены в
Таблицах 26,27,28,29,30.
Регулирование напряжения в узлах в режиме наибольшей нагрузки
Таблица 26
|
№ узла |
Uном, кВ |
Ступени напряжения |
Uфакт, кВ |
Примечания |
|||
|
0 |
1 |
2 |
3 |
||||
|
1 |
330 |
363 |
363 |
1 ступень: в узле 6: РПН +62% в линии СН. 2 ступень: в узле 7: РПН +81,77% в нейтрали ВН; в узле 15: РПН +61,77% в нейтрали ВН. 3 ступень: в узлах 12,13: РПН +61,5% на стороне ВН; в узлах 18,19: РПН +42,5% на стороне ВН; в узле 20: ПБВ +22,5% в середине обмотки ВН |
|||
|
2 |
330 |
344,17 |
344,17 |
||||
|
3 |
330 |
332 |
332 |
||||
|
4 |
10 |
10,29 |
10,29 |
||||
|
5 |
10 |
9,5 |
9,,5 |
||||
|
6 |
110 |
107,67 |
117,95 |
117,95 |
|||
|
7 |
110 |
102,12 |
112,82 |
112,82 |
|||
|
8 |
10 |
9,06 |
9,33 |
10,65 |
10,65 |
||
|
9 |
10 |
9,06 |
9,33 |
10,65 |
10,65 |
||
|
10 |
35 |
31,37 |
33,35 |
38,08 |
38,08 |
||
|
11 |
35 |
31,37 |
33,35 |
38,08 |
38,08 |
||
|
12 |
35 |
26,79 |
31,73 |
36,22 |
36,62 |
||
|
13 |
35 |
26,79 |
31,73 |
36,22 |
36,62 |
||
|
14 |
10 |
7,91 |
8,06 |
9,21 |
10,03 |
10,03 |
|
|
15 |
110 |
103,76 |
113,29 |
113,29 |
|||
|
16 |
35 |
31,47 |
34,36 |
38,01 |
38,01 |
||
|
17 |
10 |
9,15 |
9,39 |
10,38 |
10,38 |
||
|
18 |
10 |
8,38 |
8,84 |
9,78 |
9,78 |
||
|
19 |
10 |
8,07 |
8,20 |
9,07 |
9,07 |
||
|
20 |
10 |
7,86 |
7,72 |
8,54 |
8,54 |
||
|
21 |
0,4 |
0,32 |
0,34 |
0,37 |
0,41 |
0,41 |
|
|
22 |
0,4 |
0,31 |
0,31 |
0,35 |
0,38 |
0,38 |
|
|
23 |
0,4 |
0,3 |
0,29 |
0,32 |
0,34 |
0,34 |
Таблица 27
|
№ узла |
Uном, кВ |
Ступени напряжения |
Uфакт, кВ |
Примечания |
|||
|
0 |
1 |
2 |
3 |
||||
|
1 |
330 |
363 |
363 |
1 ступень: в узле 6: РПН +12% в линии СН. 3 ступень: в узле 20: ПБВ +22,5% в середине обмотки ВН |
|||
|
2 |
330 |
357,09 |
357,09 |
||||
|
3 |
330 |
352,91 |
352,91 |
||||
|
4 |
10 |
10,7 |
10,7 |
||||
|
5 |
10 |
10,5 |
10,5 |
||||
|
6 |
110 |
115,46 |
117,77 |
117,77 |
|||
|
7 |
110 |
113,4 |
115,67 |
115,67 |
|||
|
8 |
10 |
9,94 |
10,14 |
10,14 |
|||
|
9 |
10 |
9,94 |
10,14 |
10,14 |
|||
|
10 |
35 |
35,1 |
35,8 |
35,8 |
|||
|
11 |
35 |
35,1 |
35,8 |
35,8 |
|||
|
12 |
35 |
34,39 |
35,08 |
35,08 |
|||
|
13 |
35 |
34,39 |
35,08 |
35,08 |
|||
|
14 |
10 |
9,35 |
9,54 |
9,54 |
|||
|
15 |
110 |
113,58 |
115,85 |
115,85 |
|||
|
16 |
35 |
35,52 |
36,23 |
36,23 |
|||
|
17 |
10 |
10,08 |
10,28 |
10,28 |
|||
|
18 |
10 |
9,84 |
10,04 |
10,04 |
|||
|
19 |
10 |
9,57 |
9,76 |
9,76 |
|||
|
20 |
10 |
9,35 |
9,54 |
9,54 |
|||
|
21 |
0,4 |
0,39 |
0,4 |
0,4 |
|||
|
22 |
0,4 |
0,38 |
0,39 |
0,39 |
|||
|
23 |
0,4 |
0,37 |
0,38 |
0,4 |
0,4 |
Регулирование напряжения в узлах в режиме наибольшей нагрузки с компенсацией реактивной мощности
Таблица 28
|
№ узла |
Uном, кВ |
Ступени напряжения |
Uфакт, кВ |
Примечания |
|||
|
0 |
1 |
2 |
3 |
||||
|
1 |
330 |
363 |
363 |
1 ступень: в узле 6: РПН +52% в линии CН. 2 ступень: в узле 15: РПН -51,77% в нейтрали ВН. |
|||
|
2 |
330 |
356,68 |
356,68 |
||||
|
3 |
330 |
350,26 |
350,26 |
||||
|
4 |
10 |
10,76 |
10,76 |
||||
|
5 |
10 |
10,42 |
10,42 |
||||
|
6 |
110 |
115,8 |
115,8 |
||||
|
7 |
110 |
112,3 |
122,80 |
122,80 |
|||
|
8 |
10 |
10,1 |
10,64 |
|
|
10,64 |
|
|
9 |
10 |
10,1 |
10,64 |
|
|
10,64 |
|
|
10 |
35 |
35,13 |
37,42 |
37,42 |
|||
|
11 |
35 |
35,13 |
37,42 |
37,42 |
|||
|
12 |
35 |
34,06 |
36,38 |
36,38 |
|||
|
13 |
35 |
34,06 |
36,38 |
36,38 |
|||
|
14 |
10 |
9,49 |
10,05 |
|
|
10,05 |
|
|
15 |
110 |
113,38 |
122,90 |
122,90 |
|||
|
16 |
35 |
35,71 |
38,72 |
35,29 |
35,29 |
||
|
17 |
10 |
10,17 |
11,02 |
10,05 |
10,05 |
||
|
18 |
10 |
9,63 |
10,67 |
10,67 |
|||
|
19 |
10 |
9,42 |
10,22 |
10,22 |
|||
|
20 |
10 |
9,25 |
9,85 |
9,85 |
|||
|
21 |
0,4 |
0,38 |
0,43 |
|
|
0,43 |
|
|
22 |
0,4 |
0,37 |
0,41 |
|
|
0,41 |
|
|
23 |
0,4 |
0,36 |
0,40 |
|
|
0,40 |
Регулирование напряжения в узлах в послеаварийном режиме при обрыве линии 10-12
Таблица 29
|
№ узла |
Uном, кВ |
Ступени напряжения |
Uфакт, кВ |
Примечания |
|||
|
0 |
1 |
2 |
3 |
||||
|
1 |
330 |
363 |
363 |
1 ступень: в узле 6: РПН +52% в линии CН. 2 ступень: в узле 15: РПН -51,77% в нейтрали ВН. |
|||
|
2 |
330 |
356,68 |
356,68 |
||||
|
3 |
330 |
350,26 |
350,26 |
||||
|
4 |
10 |
10,76 |
10,76 |
||||
|
5 |
10 |
10,42 |
10,42 |
||||
|
6 |
110 |
115,8 |
115,8 |
||||
|
7 |
110 |
112,3 |
122,85 |
122,85 |
|||
|
8 |
10 |
10,1 |
10,66 |
|
|
10,66 |
|
|
9 |
10 |
10,1 |
10,66 |
|
|
10,66 |
|
|
10 |
35 |
35,13 |
37,5 |
37,5 |
|||
|
11 |
35 |
35,13 |
37,5 |
37,5 |
|||
|
12 |
35 |
34,06 |
35,41 |
35,41 |
|||
|
13 |
35 |
34,06 |
35,41 |
35,41 |
|||
|
14 |
10 |
9,49 |
9,78 |
|
|
9,78 |
|
|
15 |
110 |
113,38 |
122,93 |
122,93 |
|||
|
16 |
35 |
35,71 |
38,73 |
35, |
35, |
||
|
17 |
10 |
10,17 |
11,02 |
10,05 |
10,05 |
||
|
18 |
10 |
9,63 |
10,67 |
10,67 |
|||
|
19 |
10 |
9,42 |
10,22 |
10,22 |
|||
|
20 |
10 |
9,25 |
9,85 |
9,85 |
|||
|
21 |
0,4 |
0,38 |
0,43 |
|
|
0,43 |
|
|
22 |
0,4 |
0,37 |
0,41 |
|
|
0,41 |
|
|
23 |
0,4 |
0,36 |
0,4 |
|
|
0,4 |
Регулирование напряжения в узлах в послеаварийном режиме при обрыве линии 6-8
Таблица 30
|
№ узла |
Uном, кВ |
Ступени напряжения |
Uфакт, кВ |
Примечания |
|||
|
0 |
1 |
2 |
3 |
||||
|
1 |
330 |
363 |
363 |
1 ступень: в узле 6: РПН +52% в линии CН. 2 ступень: в узле 15: РПН -51,77% в нейтрали ВН. |
|||
|
2 |
330 |
356,68 |
356,68 |
||||
|
3 |
330 |
350,26 |
350,26 |
||||
|
4 |
10 |
10,76 |
10,76 |
||||
|
5 |
10 |
10,42 |
10,42 |
||||
|
6 |
110 |
115,8 |
115,8 |
||||
|
7 |
110 |
112,3 |
115,47 |
115,47 |
|||
|
8 |
10 |
10,1 |
9,92 |
|
|
9,92 |
|
|
9 |
10 |
10,1 |
9,92 |
|
|
9,92 |
|
|
10 |
35 |
35,13 |
34,93 |
34,93 |
|||
|
11 |
35 |
35,13 |
34,93 |
34,93 |
|||
|
12 |
35 |
34,06 |
33,58 |
33,58 |
|||
|
13 |
35 |
34,06 |
33,58 |
33,58 |
|||
|
14 |
10 |
9,49 |
9,25 |
|
|
9,25 |
|
|
15 |
110 |
113,38 |
120,13 |
120,13 |
|||
|
16 |
35 |
35,71 |
37,83 |
37,83 |
|||
|
17 |
10 |
10,17 |
10,76 |
10,76 |
|||
|
18 |
10 |
9,63 |
10,42 |
10,42 |
|||
|
19 |
10 |
9,42 |
9,95 |
9,95 |
|||
|
20 |
10 |
9,25 |
9,58 |
9,58 |
|||
|
21 |
0,4 |
0,38 |
0,41 |
|
|
0,41 |
|
|
22 |
0,4 |
0,37 |
0,39 |
|
|
0,39 |
|
|
23 |
0,4 |
0,36 |
0,38 |
|
|
0,38 |
11. Технико-экономическое обоснование проводов вл, трансформаторов, компенсирующих устройств
11.1. Технико-экономическое обоснование сечений ВЛ
,
где -капитальные затраты;
-норма дисконта; ;
-ежегодные издержки.
,
где -капитальные затраты по справочным данным 1985 года на сооружение одного км ЛЭП;
=70-величина дисконта;
,
где -стоимость потерь электроэнергии.
,
где -потери мощности в линии;
-время потерь;
=1,5 руб. за кВт –удельная стоимость потерь электроэнергии.
,
где -число часов максимума нагрузок.
Линия 1-2, 330 кВ, 2хАС -240
Выбираем железобетонные одноцепные опоры
тыс. руб./ км
км
тыс. руб.
часов
часов
тыс. руб.
Сравним с проводом 2*АС-300
Ом/км
МВт
тыс. руб./ км
тыс. руб.
тыс. руб.
Экономически более выгодно использовать провод 2*АС-240
Таблица 31
|
линия |
марка провода |
млн. руб |
млн. руб |
тыс. руб. |
примечание |
|
1,2 |
2*АС-240 |
41,4 |
405,72 |
113,628 |
Выгодней 2*АС-300 |
|
2*АС-300 |
42,7 |
418,46 |
117,229 |
||
|
2,3 |
2*АС-185 |
32,8 |
147,6 |
51,44 |
Выгодней 2*АС-185 |
|
2*АС-240 |
34,8 |
156,6 |
54,57 |
||
|
6,7 |
АС-120 |
11,4 |
31,92 |
8,939 |
Выгодней АС-120 |
|
АС-150 |
11,7 |
32,76 |
9,175 |
||
|
7,15 |
АС-95 |
12 |
42 |
11,76 |
Выгодней АС-95 |
|
АС-120 |
12,2 |
42,7 |
11,956 |
||
|
6,15 |
АС-95 |
11,4 |
35,91 |
10,056 |
Выгодней АС-95 |
|
АС-120 |
11,7 |
36,855 |
10,321 |
||
|
17,18 |
АС-120 |
5,3 |
1,855 |
0,519 |
Выгодней АС-120 |
|
АС-185 |
5,5 |
1,925 |
0,539 |
||
|
18,19 |
АС-70 |
4,5 |
1,89 |
0,529 |
Выгодней АС-70 |
|
АС-95 |
5,3 |
2,226 |
0,623 |
||
|
19,20 |
АС-35 |
3,3 |
1,617 |
0,453 |
Выгодней АС-35 |
|
АС-50 |
3,5 |
1,715 |
0,48 |
||
|
10,12 |
АС-95 |
10,6 |
1,187 |
3,325 |
Выгодней АС-95 |
|
АС-120 |
10,8 |
1,21 |
3,387 |
||
|
11,13 |
АС-95 |
10,6 |
1,187 |
3,325 |
Выгодней АС-95 |
|
АС-120 |
10,8 |
1,21 |
3,387 |
11.2. Технико-экономическое обоснование трансформаторов
,
где -капитальные затраты;
-норма дисконта; ;
-ежегодные издержки.
,
где -стоимость трансформатора по справочным данным 1985 года ;
=70-величина дисконта;
,
где -потери мощности в трансформаторе годовые;
=2,5 руб. за кВт – стоимость потерь электроэнергии.
,
где-число часов в году;
-потери холостого хода трансформатора;
-потери короткого замыкания;
-мощность трансформатора;
- номинальная мощность трансформатора.
Пример расчета автотрансформатора АТДЦТН - 200000/330/110 .
млн. руб.
часов
млн. руб.
Для технико-экономического сравнения возьмём автотрансформатор АТДЦТН - 240000/330/110.
млн. руб.
млн. руб.
Из расчётов видно, что экономически выгоднее использовать автотрансформатор АТДЦТН - 200000/330/110.
Пример расчета трансформатора ТДТН - 16000/110 .
млн. руб.
ч.
млн. руб.
Для технико-экономического сравнения возьмём трансформатор ТДТН-25000/110
млн. руб.
млн. руб.
Из расчётов видно, что годовые затраты на эксплуатацию трансформатора ТДТН - 16000/110 незначительно ниже.
11.3. Технико-экономическое обоснование КУ
Узел 4
УКЛ(п)-57-10,5-1800 У3
тыс. руб.
тыс. руб.
тыс. руб.
Узел 9
УКЛ(п)-57-10,5-450 У3
тыс. руб.
тыс. руб.
тыс. руб.
Узел 5
УКЛ(п)-57-10,5-900 У3
тыс. руб.
тыс. руб.
тыс. руб.
12. Механический расчет проводов воздушной линии 110 кв.
Линию с номинальным напряжением 110 кВ предполагается построить в первом районе по гололеду и четвертом по ветру. Высшая температура в этом районе +400С, низшая температура -400С, среднегодовая +50С. Линия будет проложена на одноцепных железобетонных опорах проводом марки АС-120. Длина пролета по, принята равной 320 м.
Определим наибольшую стрелу провеса провода.
Сначала по определяем для нормального исполнения провода сечение алюминиевой части Fal=156,8 мм2, стальной части Fст=24.6 мм2, удельная масса провода G0=471 КГ/КМ. Теперь по при соотношении Fal/Fст = 7,8 для провода из проволоки АС определяем:
модуль упругости Е = 82.5·103 Н/м2 ;
температурный коэффициент линейного удлинения = 19,2 10 -6 1/град;
предел прочности при растяжении провода и троса в целом
ПР = 290 106 Н/м2;
диаметр провода dпр=15.2 мм;
допускаемое напряжение:
при наибольшей нагрузке:
Н/м2 ;
при низшей температуре воздуха:
Н/м2
при среднеэксплуатационных условиях:
Н/м2
В качестве расчетных величин для 4 района по ветру принимаем нормативную скорость ветра V=32 м/с, для 1 района по гололеду по принимаем нормативную толщину стенки гололеда bг=5 мм.
Определяем удельные нагрузки:
Н/м·мм2
Н/м·мм2
Н/м·мм2
Н/м·мм2
от давления ветра на провод, покрытый гололедом
Н/м·мм2
от собственной массы и давления ветра на провод без гололеда
Н/м·мм2
суммарная нагрузка от собственной массы провода и давления ветра на провод, покрытый гололедом
Н/м·мм2
Определяем величину первого критического пролета при следующих исходных данных:
Определяем величину первого критического пролета при следующих исходных данных:
удельная нагрузка
Н/м·мм2
низшая расчетная температура
допускаемое напряжение при низшей температуре
Н/мм2
среднегодовая расчетная температура
допускаемое напряжение при среднеэксплуатационных условиях
Н/мм2
При этом:
Для определения второго критического пролета принимаем:
удельная нагрузка
Н/м·мм2
низшая расчетная температура
допускаемое напряжение при низшей температуре
Н/мм2
удельная нагрузка
Н/м·мм2
расчетная температура при наибольшей нагрузке
допускаемое напряжение при наибольшей нагрузке
Н/мм2
Третий критический пролет определяем при следующих условиях:
удельная нагрузка
Н/м·мм2
расчетная температура в среднеэксплуатационных условиях
допускаемое напряжение в среднеэксплуатационных условиях
Н/мм2
удельная нагрузка
Н/м·мм2
расчетная температура при наибольшей нагрузке
допускаемое напряжение при наибольшей нагрузке
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:
(10.9)
(10.10)
Н/м·мм2
Критическая температура
Поэтому наибольшая стрела провеса будет при температуре +40°С
Расчет монтажной таблицы:
;
Монтажная таблица
Таблица 32
|
,0С |
М , Н/мм2 |
Т, Н |
f, м |
|
-40 |
127,068 |
23050,135 |
2,565 |
|
-30 |
114,501 |
20770,481 |
2,846 |
|
-20 |
102,835 |
18654,269 |
3,169 |
|
-10 |
92,238 |
16731,973 |
3,533 |
|
0 |
82,834 |
15026,088 |
3,935 |
|
10 |
74,668 |
13544,775 |
4,365 |
|
20 |
67,695 |
12279,873 |
4,815 |
|
30 |
61,803 |
11211,064 |
5,274 |
|
40 |
56,844 |
10311,502 |
5,734 |
Список использованных источников: