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
Министерство образования и науки Российской Федерации
Федеральное агентство по образованию
Государственное образовательное учреждение высшего профессионального
образования «Алтайский государственный технический университет им. И.И. Ползунова»
Факультет (институт) Энергетический
Кафедра Электроснабжение промышленных предприятий
наименование кафедры
Курсовой проект защищен с оценкой
Руководитель
проекта (работы) И.А.Гутов
(подпись) (и.о.фамилия)
“ ” 2010 г.
дата
Проектирование районной
электрической сети
тема проекта (работы)
Пояснительная записка
к курсовому проекту (работе)
по дисциплине Электрические сети
наименование дисциплины
КП 140211.21.000 ПЗ
обозначение документа
Студент группы Э-62 А.Н. Слободяник
и.о., фамилия
Руководитель
проекта (работы) к.т.н., доцент И.А.Гутов
ученая степень, должность и.о., фамилия
БАРНАУЛ 2010
Реферат
Объем данного курсового проекта составляет 28 листов пояснительной записки и 2 листа графической части. Пояснительная записка содержит 37 таблиц, 8 рисунков, 5 источников литературы. Курсовой проект содержит 14 разделов.
Ключевые слова: электрическая сеть, мощность, номинальное напряжение, подстанция, оборудование, батареи конденсаторов, трансформатор, компенсирующее устройство.
Основными разделами являются: составление вариантов схемы электрической сети и выбор наиболее рациональных вариантов; Выбор номинальных напряжений электрической сети; определение необходимости установки и выбор компенсирующих устройств в электрической сети; выбор трансформаторов на подстанциях; выбор сечений проводов воздушных линий электропередачи; технико-экономическое обоснование окончательного варианта исполнения электрической сети; уточненный расчет компенсирующих устройств в электрической сети; точный электрический расчет установившихся режимов работы электрической сети; выбор устройств регулирования.
Данный курсовой проект является учебным.
Содержание
|
[1] [2] 2.1 Варианты разомкнутой схемы электрической сети
[2.1]
[3]
[4] [5] 5 Баланс активной и реактивной мощностей в электрической сети [5.1] 5.1 Приближённый баланс активной мощности в сети [5.2] 5.2 Приближённый баланс реактивной мощности в сети [6] 6 Определение необходимости установки и выбор компенсирующих устройств в электрической сети [7] 7 Выбор трансформаторов на подстанциях
[8]
[9] [10] 10 Разработка схемы соединений [11] 11 Технико-экономическое обоснование окончательного варианта исполнения электрической сети [11.1] 11.1 Определение капиталовложений на сооружение электрической сети [11.2] 11.2 Определение ежегодных издержек на эксплуатацию электрической сети [11.3] 11.3 Определение окончательного варианта исполнения электрической сети [12] 12 Уточненный расчет компенсирующих устройств в электрической сети [12.1] 12.1 Определение нескомпенсированной реактивной нагрузки [12.2] 12.2 Определение суммарной реактивной мощности компенсирующих устройств на основании точного расчета мощностей [12.3] 12.3 Расчет суммарных мощностей компенсирующих устройств [12.4] 12.4 Корректировка нагрузки [13] 13 Точный электрический расчет установившихся режимов работы электрической сети
[14]
[15] |
1 Задание и исходные данные для проектирования
Спроектировать электрическую сеть для электроснабжения указанных потребителей от электрической системы в соответствии с вариантом ЛО. Месторасположение источника питания и потребителей электроэнергии указано на рисунке 1.1, а их характеристики – в таблице 1.1. Электрическая сеть расположена в объединенной энергосистеме (ОЭС) Сибири, II районе по гололеду.
В таблице 1.1 приведены значения активной мощности нагрузок потребителей в максимальном режиме Рi=Рмаксi.
Расстояния между точками:
l01=12 км; l02=23 км; l03=15 км; l04=11 км; l12=13 км; l13=16 км; l14=21 км; l23=19 км; l24=30 км; l34=14 км.
Рисунок 1.1 – Месторасположение источника питания и потребителей электроэнергии
Таблица 1.1 – Характеристика источника питания и потребителей электроэнергии
Определяются значения полной мощности нагрузок потребителей , исходя из активной мощности нагрузки и коэффициента мощности cosi потребителей, указанных в таблице 1.1.
Определение электрической нагрузки на подстанциях в послеаварийном режиме
Составляются варианты разомкнутой схемы электрической сети. Варианты схем приведены на рисунке 2.1.
Рисунок 2.1 – Варианты разомкнутых схем
Производится предварительный анализ и выбор вариантов разомкнутой схемы исполнения сети. Результаты сводятся в таблицу 2.1.
Таблица 2.1 – Характеристика вариантов разомкнутой схемы
Из предложенных схем наилучшим вариантом исполнения сети является вариант, приведенный на рисунке 2.1 б).
Варианты схемы электрической сети, имеющей замкнутый контур, приведены на рисунке 2.2.
Рисунок 2.2 – Варианты схем, имеющих замкнутый контур
Производится предварительный анализ и выбор вариантов схем исполнения сети, имеющих замкнутый контур. Результаты сводятся в таблицу в таблицу 2.2.
Таблица 2.2 – Характеристика вариантов схем, имеющих замкнутый контур
|
Вариант |
Участок |
Кол-во цепей m, шт |
lЛЭП, км |
ΣlЛЭП, км |
№ п/ст |
Количество выключателей n, шт |
Σn, шт |
||
|
а) |
01 |
2 |
24 |
91 |
1 |
3 |
|
17 |
|
|
02 |
1 |
23 |
2 |
3 |
|
||||
|
04 |
1 |
11 |
3 |
3 |
|
||||
|
23 |
1 |
19 |
4 |
3 |
|
||||
|
34 |
1 |
14 |
0 (РЭС) |
5 |
|
||||
|
б) |
04 |
2 |
22 |
81 |
1 |
3 |
|
17 |
|
|
01 |
1 |
12 |
2 |
3 |
|
||||
|
03 |
1 |
15 |
3 |
3 |
|
||||
|
12 |
1 |
13 |
4 |
3 |
|
||||
|
23 |
1 |
19 |
0 (РЭС) |
5 |
|
||||
|
в) |
01 |
2 |
24 |
103 |
1 |
3 |
|
19 |
|
|
04 |
2 |
22 |
2 |
3 |
|
||||
|
02 |
1 |
23 |
3 |
3 |
|
||||
|
03 |
1 |
15 |
4 |
3 |
|
||||
|
23 |
1 |
19 |
0 (РЭС) |
7 |
|
||||
|
г) |
01 |
2 |
24 |
110 |
1 |
3 |
|
19 |
|
|
02 |
2 |
46 |
2 |
3 |
|
||||
|
03 |
1 |
15 |
3 |
3 |
|
||||
|
04 |
1 |
11 |
4 |
3 |
|
||||
|
34 |
1 |
14 |
0 (РЭС) |
7 |
|
Исходя из упрощенных критериев, из предложенных схем наилучшим вариантом исполнения сети является вариант, приведенный на рисунке 2.2 б).
Схемы потокораспределения приведены на рисунке 3.1.
Рисунок 3.1 – Схема потокораспределения в сети:
а) для разомкнутой сети в максимальном режиме; б) для разомкнутой сети в послеаварийном режиме; в) для сети с замкнутым контуром в максимальном режиме; г) для и сети с замкнутым контуром в послеаварийном режиме
Рассчитываются потоки мощности для участков сети в максимальном и послеаварийном режимах в соответствии с формулами приведенными ниже. Результаты сводятся в таблицу 3.1.
Для разомкнутой сети:
Для сети с замкнутым контуром:
Точка 3 - точка потокораздела активной и реактивной мощностей.
В послеаварийном режиме из строя выходит наиболее загруженный участок 03.
Таблица 3.1 - Расчет потокораспределения в электрической сети
Номинальное напряжение Uном вычисляется по формуле Илларионова: , а потери напряжения: .
Результаты расчетов, а так же ближайшие стандартные наибольшие и наименьшие напряжения приведены в таблице 4.1. Результаты проверки напряжения сведены в таблицу 4.2
Таблица 4.1 – Результаты расчетов напряжения для электрической сети
Таблица 4.2 – Проверка напряжения для электрической сети
Проверка напряжения производится в соответствии со следующими критериями:
- для максимального режима Umax15%Uном;
- для послеаварийного режима Uпавр20%Uном.
Проверка Uном=35 кВ для разомкнутой сети.
Так как условие в максимальном режиме не выполняется, то номинальное напряжение Uном=35 кВ не подходит.
Проверка Uном=110 кВ для разомкнутой сети.
Так как условия проверки выполняются в максимальном и в послеаварийном режимах, то напряжение сети Uном=110 кВ подходит.
Проверка Uном=110кВ для сети с замкнутым контуром.
Так как условия проверки выполняются в максимальном и в послеаварийном режимах, то напряжение сети Uном=110 кВ подходит.
Проверка Uном=220 кВ для кольцевого участка сети.
Так как суммарные потери напряжения в сети напряжением 220кВ не превышают 3% от Uном в максимальном режиме, то Uном=220кВ завышено.
Окончательно принимается номинальное напряжение Uном=110 кВ.
Приближённый баланс активной мощности в сети рассчитывается по выражению [2]:
20+36+35+15=106МВт;
0,95·106+0,08·106+0,1·106=119,78 МВт.
Считается, что установленная мощность генераторов источника питания Pип достаточна для покрытия потребностей сети: 119,78 МВт.
Реактивная мощность, выдаваемая источником питания в сеть Qип, определяется по выражению:
0,950,33 119,78·0,33=39,37 МВар.
Приближённый баланс реактивной мощности в сети рассчитывается по формулам, приведенным ниже. Результаты расчетов сведены в таблицу 5.1
Таблица 5.1 – Результаты расчетов мощности в сети
Определяется мощность компенсирующих устройств [1].
79,08-96,34=39,37 МВар.
Так как , то это свидетельствует о недостаточной величине реактивной мощности в сети, и в этом случае необходимо устанавливать компенсирующие устройства.
(79,08-56,97)/106=0,209;
Так как реактивная мощность сети Qсети получилась одинаковой для разомкнутой сети и сети с замкнутым контуром, то и компенсирующие устройства устанавливаются одинаковые. Данные по расчету и выбору КУ приведены в таблице 6.1.
Таблица 6.1 – Расчет и выбор КУ для сети
Производится уточнение мощности нагрузок п/ст на основании выбранных БК по формуле. Результаты сведены в таблицу 6.2.
Таблица 6.2 - Расчет уточненных мощностей нагрузок подстанций
Рассчитываются потоки мощности для участков сети в максимальном и послеаварийном режимах в соответствии с формулами приведенными ниже. Результаты сводятся в таблицу 6.3.
Для разомкнутой сети:
Для сети с замкнутым контуром:
В послеаварийном режиме из строя выходит наиболее загруженный участок 03.
Таблица 6.3 - Расчет потокораспределения в электрической сети
При питании потребителей 1 и 2 категории на подстанции устанавливаются 2 трансформатора, мощность которых выбирается по выражению:
,
где - максимальная нагрузка подстанции с учетом мощности компенсирующих устройств, МВА;
- коэффициент перегрузки.
При питании потребителей 3 категории на подстанции устанавливается 1 трансформатор, мощность которого выбирается по выражению:
Расчетные и каталожные данные по выбору трансформаторов приведены в таблице 7.1
Таблица 7.1 – Расчетные и каталожные данные по выбору трансформаторов
Для воздушных линий 110-220 кВ выбираются сталеалюминевые провода марки АС, а для прокладки линий используются железобетонные опоры [1,4].
Результаты выбора и проверки сечений проводов ВЛЭП сводятся в таблицы 8.1-8.2, при этом используются следующие формулы:
,
где - ток, протекающий по участку сети, в нормальном режиме, А;
- ток, протекающий по участку сети, в послеаварийном режиме, А.
Таблица 8.1 – Выбор сечений проводов воздушных ЛЭП
|
Уч-ок |
кол-во цепей n, шт |
Sмаксрi, МВА |
|Sмакср| МВА |
Iмакср, А |
Марка-сечение провода Fi, мм2 |
Iдоп, А |
||
|
Разомкнутая сеть |
||||||||
|
01 |
2 |
28,00 |
+j |
5,32 |
28,50 |
149,59 |
АС-120 |
390 |
|
04 |
2 |
25,00 |
+j |
5,32 |
25,56 |
134,15 |
АС-120 |
390 |
|
12 |
2 |
18,00 |
+j |
4,00 |
18,44 |
96,78 |
АС-95 |
330 |
|
34 |
2 |
17,50 |
+j |
3,67 |
17,88 |
93,85 |
АС-95 |
330 |
|
Сеть с замкнутым контуром |
||||||||
|
04 |
2 |
7,50 |
+j |
1,65 |
7,68 |
40,30 |
АС-70 |
265 |
|
01 |
1 |
45,58 |
+j |
8,58 |
46,38 |
243,42 |
АС-185 |
510 |
|
03 |
1 |
45,42 |
+j |
9,40 |
46,39 |
243,46 |
АС-185 |
510 |
|
12 |
1 |
25,58 |
+j |
5,94 |
26,26 |
137,81 |
АС-120 |
390 |
|
23 |
1 |
10,42 |
+j |
2,06 |
10,63 |
55,77 |
АС-120 |
390 |
Таблица 8.2 – Проверка сечений проводов воздушных ЛЭП
Схема замещения радиально-магистральной сети представлена на рисунке 9.1, сети, имеющей замкнутый контур – на рисунке 9.2.
Рисунок 9.1 – Схема замещения радиально-магистральной сети
Рисунок 9.2 –Схема замещения сети, имеющей замкнутый контур
Результаты расчета параметров схем замещения ВЛЭП и трансформаторов разомкнутой сети и сети, имеющей замкнутый контур, приведены в таблице 9.1-9.2
Параметры схем замещения элементов электрической сети определяются следующим образом.
- для ВЛЭП:
где n – количество цепей на участке.
- для трансформаторной подстанции:
где n – количество трансформаторов на подстанции.
Таблица 9.1 – Определение параметров схемы замещения воздушных ЛЭП
|
Участок сети |
Кол-во цепей ЛЭП |
Марка-сечение провода F, мм2 |
Uном, кВ |
lуч, км |
r0, Ом/км |
x0, Ом/км |
b0*10-6, См/км |
Rуч, Ом |
Xуч, Ом |
Qучс’=Qучс’’ Мвар |
|
Разомкнутая сеть |
||||||||||
|
01 |
2 |
АС-120/19 |
110 |
12 |
0,249 |
0,427 |
2,66 |
1,49 |
2,56 |
0,386 |
|
04 |
2 |
АС-120/19 |
110 |
11 |
0,249 |
0,427 |
2,66 |
1,37 |
2,35 |
0,354 |
|
12 |
2 |
АС-95/16 |
110 |
13 |
0,306 |
0,434 |
2,61 |
1,99 |
2,82 |
0,411 |
|
34 |
2 |
АС-95/16 |
110 |
14 |
0,306 |
0,434 |
2,61 |
2,14 |
3,04 |
0,442 |
|
Сеть с замкнутым контуром |
||||||||||
|
04 |
2 |
АС-70/11 |
110 |
11 |
0,428 |
0,444 |
2,55 |
2,35 |
2,44 |
0,339 |
|
01 |
1 |
АС-185/29 |
110 |
12 |
0,162 |
0,413 |
2,75 |
1,94 |
4,96 |
0,200 |
|
03 |
1 |
АС-185/29 |
110 |
15 |
0,162 |
0,413 |
2,75 |
2,43 |
6,20 |
0,250 |
|
12 |
1 |
АС-120/19 |
110 |
13 |
0,249 |
0,427 |
2,66 |
3,24 |
5,55 |
0,209 |
|
23 |
1 |
АС-120/19 |
110 |
19 |
0,249 |
0,427 |
2,66 |
4,73 |
8,11 |
0,306 |
Таблица 9.2 - Определение параметров схем замещения трансформаторов подстанций
Схема электрических соединений разомкнутой сети приведена на рисунке 10.1, а для сети с замкнутым контуром на рисунке 10.2.
Рисунок 10.1 - Схема электрических соединений разомкнутой сети
Рисунок 10.2 - Схема электрических соединений сети с замкнутым контуром
Расчеты по определению капиталовложений на сооружение воздушных ЛЭП и подстанций электрической сети приведены в таблице 11.1 - 11.2.
Таблица 11.1 – Капиталовложения на сооружение воздушных ЛЭП
Таблица 11.2 – Капиталовложения на сооружение подстанций
Определяются технико-экономические показатели по следующим формулам:
;
алэп=2,4%, ап/ст=6,4%, орлэп=0,4%, орп/ст=3,0%.
; .; T΄=/max=/kм2
Результаты расчетов сведены в таблицу 11.3.
Определяются потери электроэнергии в трансформаторах, зависящие и независящие от нагрузки. Данные сводятся в таблицу 11.4.
Определяются потери электроэнергии в воздушных ЛЭП, зависящие и независящие от нагрузки. Данные сводятся в таблицу 11.5.
Определяются потери электроэнергии в батареях конденсаторов, зависящие и независящие от нагрузки. Данные сводятся в таблицу 11.6.
Таблица 11.3 – Технико-экономические показатели
Таблица 11.4 – Потери электроэнергии в трансформаторах
;
Таблица 11.5 – Потери электроэнергии в воздушных ЛЭП
|
Участок сети |
Кол-во цепей ЛЭП |
|Sмакср| МВА |
Uном, кВ |
Rлэпi, Ом |
τ, час |
ΔWлэпi΄, МВт×ч |
ΔWлэпΣ΄, МВт×ч |
ΔWлэпi΄΄, МВт×ч |
ΔWлэпΣ΄΄, МВт×ч |
|
Разомкнутая сеть |
|||||||||
|
01 |
2 |
28,50 |
110 |
1,49 |
3355,3 |
1346 |
3848 |
0 |
0 |
|
04 |
2 |
25,56 |
110 |
1,37 |
3355,3 |
992 |
0 |
||
|
12 |
2 |
18,44 |
110 |
1,99 |
3355,3 |
750 |
0 |
||
|
34 |
2 |
17,88 |
110 |
2,14 |
3355,3 |
760 |
0 |
||
|
Сеть с замкнутым контуром |
|||||||||
|
04 |
2 |
7,68 |
110 |
2,35 |
3355,3 |
154 |
3382 |
0 |
0 |
|
01 |
1 |
46,38 |
110 |
1,94 |
3355,3 |
1159 |
0 |
||
|
03 |
1 |
46,39 |
110 |
2,43 |
3355,3 |
1450 |
0 |
||
|
12 |
1 |
26,26 |
110 |
3,24 |
3355,3 |
619 |
0 |
||
|
23 |
1 |
10,63 |
110 |
4,73 |
3355,3 |
148 |
0 |
Таблица 11.6 –Потери электроэнергии в батареях конденсаторов
Окончательный вариант исполнения сети выбирается исходя из следущих показателей:
;
; ;
Данные технико-экономического расчёта методом приведённых затрат сводятся в таблицу 11.7.
Таблица 11.7 – Основные технико-экономические показатели для предварительно выбранных вариантов исполнения электрической сети
Поскольку относительная разность приведенных затрат меньше 5%, то оба варианта сети являются равноэкономичными. В связи с этим окончательный вариант выбирается по следующим критериям: удобство эксплуатации, оперативная гибкость, надежность. Всем вышеприведенным параметрам соответствует вариант сети с замкнутым контуром, именно его мы и принимаем к исполнению.
При минимальном режиме из-за снижения нагрузки можно отключить один из двух трансформаторов на двухтрансформаторных подстанциях, если выполняется следующее условие:
Расчет потерь в стали и в меди для трансформаторов представлен в таблице12.1.
Таблица 12.1 - Расчет потерь в стали и в меди для трансформаторов
Определение расчетных нагрузок без учета компенсирующих устройств производится по следующей формуле:
Результаты расчетов приведены в таблице 12.2
Таблица 12.2 – Определение расчетных нагрузок
|
№ пст |
Рнагрi, МВт |
Qнагрi, Мвар |
ΔPтрi, МВт |
ΔQтрi, Мвар |
QсΣ, Мвар |
Sрi, МВА |
||
|
Максимальный режим |
||||||||
|
1 |
20 |
10,25 |
0,122 |
1,881 |
0,200+0,209 |
20,122 |
+j |
11,718 |
|
2 |
36 |
27,00 |
0,181 |
3,178 |
0,209+0,306 |
36,181 |
+j |
29,663 |
|
3 |
35 |
33,73 |
0,199 |
3,621 |
0,306+0,250 |
35,199 |
+j |
36,801 |
|
4 |
15 |
8,10 |
0,086 |
1,177 |
0,339 |
15,086 |
+j |
8,934 |
|
Минимальный режим |
||||||||
|
1 |
12 |
6,15 |
0,079 |
1,305 |
0,200+0,209 |
12,079 |
+j |
7,044 |
|
2 |
21,6 |
16,20 |
0,114 |
2,174 |
0,209+0,306 |
21,714 |
+j |
17,859 |
|
3 |
21 |
20,24 |
0,127 |
2,493 |
0,306+0,250 |
21,127 |
+j |
22,179 |
|
4 |
9 |
4,86 |
0,054 |
0,798 |
0,339 |
9,054 |
+j |
5,317 |
|
Послеаварийный режим |
||||||||
|
1 |
20,00 |
10,25 |
0,122 |
1,881 |
0,200+0,209 |
20,122 |
+j |
11,718 |
|
2 |
36,00 |
27,00 |
0,181 |
3,178 |
0,209+0,306 |
36,181 |
+j |
29,663 |
|
3 |
17,50 |
16,87 |
0,104 |
1,295 |
0,306 |
17,604 |
+j |
17,857 |
|
4 |
15,00 |
8,10 |
0,086 |
1,177 |
0,170 |
15,086 |
+j |
9,104 |
Определяются перетоки мощности без учета компенсирующих устройств. Для максимального и минимального режимов:
Для послеаварийного режима:
Результаты расчетов сводятся в таблицу 12.3.
Таблица 12.3 – Расчет перетоков мощности
В таблице 12.4 приведены результаты расчета нескомпенсированной реактивной нагрузки для максимального, минимального и послеаварийного режимов.
Таблица12.4 - Результаты расчета нескомпенсированной реактивной нагрузки
В таблицах 12.5, 12.6 приведены результаты расчета точного баланса активной и реактивной мощности.
Таблица 12.5 - Результаты расчета точного баланса активной мощности
|
Уч-ок |
Uном, кВ |
|Sучi|, МВА |
ΔPуч, МВт |
Pнагрi, МВт |
Rуч, Ом |
ΔPтрi, МВт |
ΔPтрΣ, МВт |
ΔPлэпΣ, МВт |
PнагрΣ, МВт |
Pсети, МВт |
|
Максимальный режим |
||||||||||
|
04 |
110 |
8,77 |
0,060 |
20,00 |
2,35 |
0,122 |
0,588 |
1,769 |
106,00 |
113,657 |
|
01 |
110 |
57,51 |
0,531 |
36,00 |
1,94 |
0,181 |
||||
|
03 |
110 |
62,92 |
0,795 |
35,00 |
2,43 |
0,199 |
||||
|
12 |
110 |
34,62 |
0,321 |
15,00 |
3,24 |
0,086 |
||||
|
23 |
110 |
12,59 |
0,062 |
|
4,73 |
|
||||
|
Минимальный режим |
||||||||||
|
04 |
110 |
5,25 |
0,021 |
12 |
2,35 |
0,079 |
0,375 |
0,639 |
63,60 |
67,794 |
|
01 |
110 |
34,55 |
0,192 |
21,6 |
1,94 |
0,114 |
||||
|
03 |
110 |
37,83 |
0,287 |
21 |
2,43 |
0,127 |
||||
|
12 |
110 |
20,81 |
0,116 |
9 |
3,24 |
0,054 |
||||
|
23 |
110 |
7,56 |
0,022 |
|
4,73 |
|
||||
|
Послеаварийный режим |
|
|||||||||
|
04 |
110 |
17,62 |
0,121 |
20,00 |
4,71 |
0,122 |
0,493 |
3,186 |
88,50 |
96,604 |
|
01 |
110 |
94,72 |
1,441 |
36,00 |
1,94 |
0,181 |
||||
|
12 |
110 |
71,77 |
1,378 |
17,50 |
3,24 |
0,104 |
||||
|
23 |
110 |
25,08 |
0,246 |
15,00 |
4,73 |
0,086 |
Таблица 12.6 - Результаты расчета точного баланса реактивной мощности
Суммарная мощность компенсирующих устройств распределяется по подстанциям пропорционально их нескомпенсированным нагрузкам. В таблице 12.7 приведен расчет суммарных мощностей компенсирующих устройств.
Таблица 12.7 – Расчет суммарных мощностей КУ
Определение необходимого количества и мощности батарей конденсаторов по подстанциям для компенсации реактивной мощности приведено в таблице12.8.
Таблица 12.8 - Распределение КУ по подстанциям для различных режимов работы электрической сети
|
№ пст |
Uном,кВ |
Тип коденсаторов |
Кол – во батарей конденсаторов nбк, шт. |
Мощность, выдаваемая батареей Qбк, Мвар |
Мощность, выдаваемая КУ Qстку=nбк x Qбк, Мвар |
|
Максимальный режим |
|||||
|
1 |
10 |
КС2-1,05-60 |
2 |
3,8 |
7,6 |
|
2 |
10 |
КС2-1,05-60 |
5 |
3,8 |
19 |
|
3 |
6 |
КС2-1,05-60 |
10 |
2,4 |
24 |
|
4 |
6 |
КС2-1,05-60 |
3 |
2,4 |
7,2 |
|
Минимальный режим |
|||||
|
1 |
10 |
КС2-1,05-60 |
1 |
3,8 |
3,8 |
|
2 |
10 |
КС2-1,05-60 |
3 |
3,8 |
11,4 |
|
3 |
6 |
КС2-1,05-60 |
6 |
2,4 |
14,4 |
|
4 |
6 |
КС2-1,05-60 |
2 |
2,4 |
4,8 |
|
Послеаварийный режим |
|||||
|
1 |
10 |
КС2-1,05-60 |
2 |
3,8 |
7,6 |
|
2 |
10 |
КС2-1,05-60 |
5 |
3,8 |
19 |
|
3 |
6 |
КС2-1,05-60 |
5 |
2,4 |
12 |
|
4 |
6 |
КС2-1,05-60 |
3 |
2,4 |
7,2 |
Результаты корректировки нагрузки сводятся в таблицу 12.9.
Таблица 12.9 - Расчет уточненных мощностей нагрузок на подстанциях
|
№ пст |
Si, МВА |
||||||||
|
Максимальный режим |
Минимальный режим |
Послеаварийный режим |
|||||||
|
1 |
20,00 |
+j |
2,65 |
12 |
+j |
2,35 |
20,00 |
+j |
2,65 |
|
2 |
36,00 |
+j |
8,00 |
21,6 |
+j |
4,80 |
36,00 |
+j |
8,00 |
|
3 |
35,00 |
+j |
9,73 |
21 |
+j |
5,84 |
17,50 |
+j |
4,87 |
|
4 |
15,00 |
+j |
0,90 |
9 |
+j |
0,06 |
15,00 |
+j |
0,90 |
Расчет потерь в стали и в меди для трансформаторов представлен в таблице 13.1.
Таблица 13.1 - Расчет потерь в стали и в меди для трансформаторов
Схема замещения сети для заданного режима работы приведена на рисунке 13.1.
а)
б)
Рисунок 13.1 – Схема замещения сети имеющей замкнутый контур:
а) для максимального и минимального режимов; б) для послеаварийного режима
Определение расчетных нагрузок производится по следующей формуле: . Результаты расчетов приведены в таблице 13.2
Таблица 13.2 – Определение расчетных нагрузок
|
№ пст |
Рнагрi, МВт |
Qнагрi, Мвар |
ΔPтрi, МВт |
ΔQтрi, Мвар |
QсΣ, Мвар |
Sрi, МВА |
||
|
Максимальный режим |
||||||||
|
1 |
20,00 |
2,65 |
0,106 |
1,559 |
0,200+0,209 |
20,106 |
+j |
3,797 |
|
2 |
36,00 |
8,00 |
0,145 |
2,305 |
0,209+0,306 |
36,145 |
+j |
9,790 |
|
3 |
35,00 |
9,73 |
0,143 |
2,252 |
0,306+0,250 |
35,143 |
+j |
11,432 |
|
4 |
15,00 |
0,90 |
0,075 |
0,965 |
0,339 |
15,075 |
+j |
1,522 |
|
Минимальный режим |
||||||||
|
1 |
12 |
2,35 |
0,069 |
1,093 |
0,200+0,209 |
12,069 |
+j |
3,032 |
|
2 |
21,6 |
4,80 |
0,089 |
1,545 |
0,209+0,306 |
21,689 |
+j |
5,830 |
|
3 |
21 |
5,84 |
0,087 |
1,507 |
0,306+0,250 |
21,087 |
+j |
6,793 |
|
4 |
9 |
0,06 |
0,046 |
0,644 |
0,339 |
9,046 |
+j |
0,362 |
|
Послеаварийный режим |
||||||||
|
1 |
20,00 |
2,65 |
0,106 |
1,559 |
0,200+0,209 |
20,106 |
+j |
3,797 |
|
2 |
36,00 |
8,00 |
0,145 |
2,305 |
0,209+0,306 |
36,145 |
+j |
9,790 |
|
3 |
17,50 |
4,87 |
0,090 |
0,953 |
0,306 |
17,590 |
+j |
5,515 |
|
4 |
15,00 |
0,90 |
0,075 |
0,965 |
0,170 |
15,075 |
+j |
1,691 |
Производится приближенный расчет потокораспределения. Результаты расчетов сводятся в таблицу 13.3.
Для максимального и минимального режимов:
Для послеаварийного режима:
Таблица 13.3 – Расчет перетоков мощности
Учитывая расчетные нагрузки и потокораспределение, схема замещения примет вид, изображенный на рисунке 13.3.
Определение мощности в начале и конце участков .
Для максимального и минимального режимов:
Для послеаварийного режима:
а)
б)
Рисунок 13.3 – Упрощенная схема замещения сети:
а) для максимального и минимального режима; б) для послеаварийного режима
Результаты расчетов сведены в таблицу 13.4
Таблица 13.4- Определение мощности в начале и конце участков сети
|
Уч-ок |
S'уч, МВА |
S"уч, МВА |
Uном, кВ |
Qcуч, Мвар |
Rуч, Ом |
Xуч, Ом |
||||
|
Максимальный режим |
||||||||||
|
04 |
15,400 |
+j |
1,519 |
15,075 |
+j |
1,522 |
110 |
0,339 |
2,35 |
2,44 |
|
01 |
46,992 |
+j |
14,078 |
46,148 |
+j |
12,127 |
110 |
0,200 |
1,94 |
4,96 |
|
03 |
47,568 |
+j |
15,769 |
46,499 |
+j |
13,295 |
110 |
0,250 |
2,43 |
6,20 |
|
12 |
26,043 |
+j |
8,330 |
25,263 |
+j |
8,008 |
110 |
3,24 |
5,55 |
|
|
23 |
11,357 |
+j |
1,863 |
10,882 |
+j |
1,782 |
110 |
4,73 |
8,11 |
|
|
Минимальный режим |
||||||||||
|
04 |
9,240 |
+j |
0,223 |
9,046 |
+j |
0,362 |
110 |
0,339 |
2,35 |
2,44 |
|
01 |
28,216 |
+j |
8,864 |
27,707 |
+j |
7,767 |
110 |
0,200 |
1,94 |
4,96 |
|
03 |
28,530 |
+j |
9,418 |
27,889 |
+j |
8,033 |
110 |
0,250 |
2,43 |
6,20 |
|
12 |
15,639 |
+j |
4,735 |
15,172 |
+j |
4,619 |
110 |
3,24 |
5,55 |
|
|
23 |
6,802 |
+j |
1,240 |
6,517 |
+j |
1,211 |
110 |
4,73 |
8,11 |
|
|
Послеаварийный режим |
||||||||||
|
04 |
15,725 |
+j |
2,195 |
15,075 |
+j |
1,691 |
110 |
0,170 |
4,71 |
4,88 |
|
01 |
77,699 |
+j |
24,168 |
76,302 |
+j |
20,804 |
110 |
0,200 |
1,94 |
4,96 |
|
12 |
56,196 |
+j |
17,007 |
54,528 |
+j |
15,533 |
110 |
3,24 |
5,55 |
|
|
23 |
18,383 |
+j |
5,743 |
17,590 |
+j |
5,515 |
110 |
4,73 |
8,11 |
Определение напр яжения в узлах сети. Результаты расчетов сведены в таблицу 13.5.
Для максимального и минимального режимов.
Для послеаварийного режима.
Таблица 13.5 - Определение напряжения в узлах сети
Расчеты по выбору устройств регулирования напряжения в электрической сети сведены в таблицу 14.1. Расчет ведется согласно следующим формулам:
Таблица 14.1 – Выбор устройств регулирования напряжения в сети
Сравнение действительных значений напряжений на низкой стороне приведено в таблице 14.2.
Таблица 14.2 - Сравнение действительных значений напряжений на низкой стороне
; - для U=11кВ;
- для U=10кВ;- для U=6кВ;
Так как все условия выполняются, то выбор ответвлений трансформаторов на подстанциях произведен правильно.
Н. Контр.
Утверд.
Гутов
Проектирование районной электрической сети
Гутов
Листов
Лит.
АлтГТУ, ЭФ, гр. Э-62
27
Гутов
Провер.
Слободяник
Разраб.
КП 140211.21.000 ПЗ
2
Лист
Дата
Подпись
№ докум.
Лист
Изм.