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 140211.02.000 ПЗ
обозначение документа
Студент группы Э-61 C.В. Бекетов
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 38 листов пояснительной записки и 2 листа графической части. Пояснительная записка содержит 41 таблицу, 14 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 Составление вариантов схемы электрической сети и выбор наиболее рациональных вариантов [1.1] 2.1 Варианты радиально-магистральной схемы электрической сети [1.2] 2.2 Варианты схемы электрической сети, имеющей замкнутый контур
[2] [2.1] 3.1 Приближённый расчёт потокораспределения в радиально-магистральной сети в нормальном режиме [2.2] 3.2 Приближённый расчёт потокораспределения в радиально-магистральной сети в послеаварийном режиме [2.3] 3.3 Приближённый расчёт потокораспределения в сети, имеющей замкнутый контур, в нормальном режиме [2.4] 3.4 Приближённый расчёт потокораспределения в сети, имеющей замкнутый контур, в послеаварийном режиме [3] 4 Выбор номинальных напряжений электрической сети [3.1] 4.1 Выбор номинального напряжения для радиально-магистральной сети [3.2] 4.2 Выбор номинального напряжения для сети с замкнутым контуром [4] 5 Баланс активной и реактивной мощностей в электрической сети [4.1] 5.1 Приближённый баланс активной мощности в сети [4.2] 5.2 Приближённый баланс реактивной мощности в радиально-магистральной сети
[4.3] [5] 6 Определение необходимости установки и выбор компенсирующих устройств в электрической сети [5.1] 6.1 Определение необходимости установки и выбор компенсирующих устройств в радиально-магистральной сети [5.2] 6.2 Определение необходимости установки и выбор компенсирующих устройств в сети, имеющей замкнутый контур [6] 7 Выбор трансформаторов на подстанциях
[7] [8] 9 Составление схемы замещения электрической сети и определение ее параметров [9] 10 Разработка схемы соединений [10] 11 Технико-экономическое обоснование окончательного варианта исполнения электрической сети [10.1] 11.1 Определение капиталовложений на сооружение электрической сети [10.2] 11.2 Определение ежегодных издержек на эксплуатацию электрической сети [10.2.1] 11.2.1 Определение ежегодных эксплуатационных издержек для варианта радиально-магистральной сети [10.2.2] 11.2.2 Определение ежегодных эксплуатационных издержек для варианта сети, имеющей замкнутый контур [10.3] 11.3 Определение окончательного варианта исполнения электрической сети [11] 12 Уточненный расчет компенсирующих устройств в электрической сети [11.1] 12.2 Определение нескомпенсированной реактивной нагрузки
[11.2] [11.3] 12.4 Расчет суммарных мощностей компенсирующих устройств [11.4] 12.5 Корректировка нагрузки [12] 13 Точный электрический расчет установившихся режимов работы электрической сети [12.1] 13.1 Расчет максимального режима работы сети, имеющей замкнутый контур [12.2] 13.2 Расчет минимального режима работы сети, имеющей замкнутый контур
[12.3]
[13] [14] Список использованных источников |
1 Задание и исходные данные для проектирования
Спроектировать электрическую сеть для электроснабжения указанных потребителей от электрической системы, в соответствии с вариантом ЦЧ. 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=13,5 км; l02=21 км; l03=29 км; l04=10 км; l12=19 км; l13=32 км; l14=23,5 км; l23=15 км; l24=25,5 км; l34=30 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 радиально-магистральной схемы электрической сети (рисунок 2.1).
Рисунок 2.1 – Варианты радиально-магистральных схем
Производится предварительный анализ и выбор вариантов радиально-магистральных схем исполнения сети. Результаты сводятся в таблицу 2.1.
Таблица 2.1 – Характеристика вариантов радиально-магистральных схем
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 радиально-магистральных схем исполнения сети. Результаты сводятся в таблицу 2.2.
Таблица 2.2 – Характеристика вариантов схем, имеющих замкнутый контур
Исходя из упрощенных критериев, из предложенных схем наилучшим вариантом исполнения сети является вариант, приведенный на рисунке 2.2 в).
Схема потокораспределения в радиально-магистральной сети приведена на рисунке 3.1.
Рисунок 3.1 – Схема потокораспределения в нормальном режиме:
а) в радиально-магистральной сети; б) в послеаварийном режиме.
Рассчитываются потоки мощности для участков сети в нормальном режиме.
Схема потокораспределения в радиально-магистральной сети в послеаварийном режиме приведена на рисунке 3.1 б).
Рассчитываются потоки мощности для участков сети в послеаварийном режиме.
Схема потокораспределения в сети с замкнутым контуром приведена на рисунке 3.2.
Рисунок 3.2 – Схема потокораспределения в сети с замкнутым контуром:
а) в нормальном режиме; б) в послеаварийном режиме
Рассчитываются потоки мощности для участков сети в нормальном режиме.
Для головных участков сети по правилу электрических моментов.
Потоки мощности для остальных промежуточных участков сети рассчитываются по первому закону Кирхгофа.
В сети, имеющей замкнутый контур, точка 3 является точкой потокораздела активной и реактивной мощностей.
Схема потокораспределения сети с замкнутым контуром приведена на рисунке 3.2 б). Наиболее загруженным является участок 02. Предполагается, что данный участок вышел из строя, тогда в послеаварийном режиме сеть, имеющая замкнутый контур преобразуется в радиальную сеть.
Рассчитываются потоки мощности для участков сети в послеаварийном режиме.
Номинальное напряжение Uном для каждого участка сети вычисляется по формуле Стилла: , а потери напряжения по формуле: .
Результаты расчетов, а так же ближайшие стандартные наибольшие и наименьшие напряжения приведены в таблице 4.1.
Таблица 4.1 – Результаты расчетов напряжения для радиально-магистральной сети
|
Уч-ок |
lуч, км |
Pучi, МВт |
Qучi, Мвар |
Uномуч, кВ |
Uном=35 кВ |
Uном=110 кВ |
||||
|
r0 |
x0 |
ΔUуч |
r0 |
x0 |
ΔUуч |
|||||
|
01 |
13,5 |
8,00 |
5,38 |
51,63 |
0,3 |
0,4 |
1,76 |
0,2 |
0,4 |
0,46 |
|
02 |
21 |
29,50 |
19,04 |
96,36 |
0,3 |
0,4 |
9,88 |
0,2 |
0,4 |
2,58 |
|
23 |
15 |
12,00 |
8,20 |
62,44 |
0,3 |
0,4 |
2,95 |
0,2 |
0,4 |
0,77 |
|
04 |
10 |
8,50 |
9,42 |
52,44 |
0,3 |
0,4 |
1,81 |
0,2 |
0,4 |
0,50 |
Номинальное напряжение на всех участках сети принимается Uном=35 кВ, тогда погонные сопротивления проводов ЛЭП равны r0=0,3 Ом/км и x0=0,4 Ом/км.
Проверка Uном=35 кВ в нормальном режиме.
Так как условие Uнр15%Uном в нормальном режиме не выполняется, то номинальное напряжение Uном=35 кВ не подходит.
Номинальное напряжение на всех участках сети принимается Uном=110 кВ, тогда погонные сопротивления проводов ЛЭП равны r0=0,2 Ом/км и x0=0,4 Ом/км.
Проверка Uном=110 кВ в нормальном режиме.
Проверка Uном=110 кВ в послеаварийном режиме.
Так как для номинального напряжения Uном=110 кВ все условия проверки: Uнр15%Uном в нормальном режиме и Uпавр20%Uном в послеаварийном режиме, выполняются, то номинальное напряжение сети Uном=110 кВ подходит.
Номинальное напряжение для сети с замкнутым контуром рассчитывается по наиболее загруженному участку, которым является участок 02.
Ближайшим меньшим и большим стандартными значениями для участка 02340 являются Uном02м=110 кВ и Uном02б=220 кВ; для участка 01 - Uном01м=35 кВ и Uном01б=110 кВ.
Полученные значения номинального напряжения проверяются по допустимой суммарной потери напряжения в сети в нормальном и послеаварийном режимах. Результаты расчетов, а также ближайшие стандартные наименьшие и наибольшие напряжения приведены в таблице 4.2.
Таблица 4.2 – Результаты расчетов напряжения для сети с замкнутым контуром
Проверка Uном=35кВ для участка сети 01 в нормальном режиме
Номинальное напряжение для участка сети 01 принимается Uном01=110 кВ
Проверка Uном02340=110 кВ в нормальном режиме (условия должны выполняться до точки потокораздела 3) [2].
Проверка Uном02340=110 кВ в послеаварийном режиме, когда из строя выходит наиболее загруженный участок 02 (рисунок 3.2 б) (условия должны выполняться до наиболее удалённой подстанции) [2].
Так как условие Uнр20%Uном в послеаварийном режиме выполняется, то номинальное напряжение Uном02340=110 кВ подходит.
Проверка Uном02340=220 кВ в нормальном режиме (условия должны выполняться до точки потокораздела 3).
Т.к. суммарные потери напряжения в сети напряжением 220кВ не превышают 3% от Uном в нормальном режиме, то номинальное напряжение на кольцевом участке сети Uном02340=220кВ завышено.
После проверки в нормальном и послеаварийном режимах, окончательно принимается для всех участков сети с замкнутым контуром номинальное напряжение Uном=110 кВ.
Приближённый баланс активной мощности в сети рассчитывается по выражению [2]:
Считается, что установленная мощность генераторов источника питания Pип достаточна для покрытия потребностей сети:
Реактивная мощность, выдаваемая источником питания в сеть Qип, определяется по выражению:
Приближённый баланс реактивной мощности в сети рассчитывается по выражению:
Результаты расчетов сведены в таблицу 5.1
Таблица 5.1 – Результаты расчетов мощности в радиально-магистральной сети
|
уч-ок |
lуч, км |
|Sнруч|, МВА |
ΔQуч, Мвар |
Qi, Мвар |
Uном, кВ |
x0 |
ΔQЛЭП, Мвар |
Qнагр, Мвар |
ΔQтр, Мвар |
Qрез Мвар |
Qсети, Мвар |
|
01 |
13,5 |
9,64 |
0,08 |
10,75 |
110 |
0,4 |
2,06 |
67,41 |
11,47 |
6,74 |
82,25 |
|
02 |
21 |
35,11 |
1,71 |
21,69 |
|||||||
|
23 |
15 |
14,53 |
0,21 |
16,13 |
|||||||
|
04 |
10 |
12,69 |
0,05 |
18,84 |
Приближённый баланс реактивной мощности в сети рассчитывается по выражению:
Результаты расчетов сведены в таблицу 5.2
Таблица 5.2– Результаты расчетов мощности в сети с замкнутым контуром
|
уч-ок |
lуч, км |
Sнруч, МВА |
ΔQуч, Мвар |
Qi, Мвар |
Uном, кВ |
x0 |
ΔQЛЭП, Мвар |
Qнагр, Мвар |
ΔQтр, Мвар |
Qрез Мвар |
Qсети, Мвар |
|
01 |
13,5 |
9,64 |
0,08 |
10,75 |
110 |
0,4 |
5,77 |
67,41 |
11,47 |
6,74 |
82,25 |
|
02 |
21 |
48,31 |
3,24 |
21,69 |
|||||||
|
23 |
15 |
7,14 |
0,05 |
16,13 |
|||||||
|
34 |
30 |
21,92 |
0,95 |
18,84 |
|||||||
|
04 |
10 |
46,78 |
1,45 |
- |
Определяется мощность компенсирующих устройств, необходимых для радиально-магистральной сети [1].
Так как , то это свидетельствует о недостаточной величине реактивной мощности в сети, и в этом случае необходимо устанавливать компенсирующие устройства.
Данные по расчету и выбору КУ приведены в таблице 6.1.
Таблица 6.1 – Расчет и выбор КУ для радиально-магистральной сети
|
№ п/ст |
, Мвар |
Тип БК |
, Мвар |
Кол-во БК |
, Мвар |
Uном, кВ |
|
|
1 |
7,39 |
КС2-1,05-60 |
3,8 |
2 |
7,6 |
10 |
0,210 |
|
2 |
14,34 |
КС2-1,05-60 |
3,8 |
4 |
15,2 |
10 |
0,210 |
|
3 |
11,09 |
КС2-1,05-60 |
3,8 |
3 |
11,4 |
10 |
0,210 |
|
4 |
15,27 |
КС2-1,05-60 |
2,4 |
7 |
16,8 |
6 |
0,210 |
Уточняются мощности нагрузок п/ст на основании выбранных БК:
Производится приближенный расчет потокораспределения в радиально-магистральной сети в нормальном режиме.
Приближенный расчет потокораспределения в радиально-магистральной сети в послеаварийном режиме.
Так как реактивная мощность сети Qсети получилась одинаковой для радиально-магистральной сети и сети, имеющей замкнутый контур, то и компенсирующие устройства устанавливаются одинаковые.
Исходя из пункта 6.1 пересчитываются мощности, передаваемые по участкам сети. Приближенный расчет потокораспределения в сети, имеющей замкнутый контур в нормальном режиме, используя формулы из пункта 3.
Приближенный расчет потокораспределения в сети c замкнутым контуром в послеаварийном режиме, когда выходит из строя участок 02.
Когда выходит из строя участок 04:
Так как в рассматриваемой работе номинальное напряжение сети Uном = 110 кВ получилось одинаковым для радиально-магистральной сети и сети, имеющей замкнутый контур, то выбор трансформаторов для подстанций для этих двух вариантов сети будет одинаковым.
При питании потребителей 1 и 2 категории на подстанции устанавливаются 2 трансформатора, мощность каждого из них 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 данные по выбору трансформаторов приведены в таблице 7.1
Таблица 7.1 – Расчетные данные по выбору трансформаторов
|
№ п/ст |
|Si|, МВА |
Siном тр расч, МВА |
Sном тр, МВА |
Кол-во тр-ров |
Тип тр-ра |
|
1 |
16,31 |
11,65 |
16 |
2 |
ТДН-16000/110 |
|
2 |
35,60 |
25,43 |
40 |
2 |
ТРДН-40000/110 |
|
3 |
24,46 |
17,47 |
25 |
2 |
ТРДН-25000/110 |
|
4 |
17,12 |
12,23 |
16 |
2 |
ТДН-16000/110 |
В таблице 7.2 приведены каталожные данные для выбранных трансформаторов.
Таблица 7.2 – Каталожные данные для выбранных трансформаторов
|
Тип |
,МВА |
, % |
, кВ |
, кВ |
,% |
,кВт |
,кВт |
, % |
,Ом |
, Ом |
,квар |
|
ТДН 16000/110 |
16 |
±9×1,78 |
115 |
11 |
10,5 |
85 |
19 |
0,7 |
4,38 |
86,7 |
112 |
|
ТРДН 25000/110 |
25 |
±9×1,78 |
115 |
10,5 |
10,5 |
120 |
27 |
0,7 |
2,54 |
55,9 |
175 |
|
ТРДН 40000/110 |
40 |
±9×1,78 |
115 |
10,5 |
10,5 |
172 |
36 |
0,65 |
1,4 |
34,7 |
260 |
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 8.1-8.4, 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 радиально-магистральной сети
|
Участок |
, МВА |
, МВА |
, А |
Марка-сечение Fi, мм2 провода |
, А |
|
01 |
8+j1,575 |
8,15 |
42,80 |
АС-70 |
265 |
|
02 |
29,5+j5,61 |
30,03 |
157,61 |
АС-120 |
390 |
|
23 |
12+j2,365 |
12,23 |
64,20 |
АС-70 |
265 |
|
04 |
8,5+j1,02 |
8,56 |
44,93 |
АС-70 |
265 |
Таблица 8.2 – Проверка сечений проводов ВЛЭП радиально-магистральной сети
|
Участок |
, МВА |
, МВА |
, А |
Марка-сечение Fi, мм2 провода |
, А |
|
01 |
16+j3,15 |
16,31 |
85,59 |
АС-70/11 |
265 |
|
02 |
59+j11,22 |
60,06 |
315,22 |
АС-120/19 |
390 |
|
23 |
24+j4,73 |
24,46 |
128,39 |
АС-70/11 |
265 |
|
04 |
17+j2,04 |
17,12 |
89,87 |
АС-70/11 |
265 |
Таблица 8.3 – Выбор сечений проводов ВЛЭП в сети с замкнутым контуром
|
Участок |
, МВА |
, МВА |
, А |
Марка-сечение Fi, мм2 провода |
, А |
|
01 |
8+j1,575 |
8,15 |
42,80 |
АС-70 |
265 |
|
02 |
40,2+j7,46 |
40,89 |
214,60 |
АС-150 |
450 |
|
23 |
5,2+j0,97 |
5,29 |
27,76 |
АС-70 |
265 |
|
34 |
18,8+j3,77 |
19,17 |
100,64 |
АС-120 |
390 |
|
04 |
35,8+j5,81 |
36,27 |
190,36 |
АС-150 |
450 |
Таблица 8.4 – Проверка сечений проводов ВЛЭП в сети с замкнутым контуром
|
Уч-ок |
, МВА при выходе из строя участка |
, МВА при выходе из строя участка |
, А при выходе из строя участка |
, А |
, мм2 провода |
, А |
|||
|
02 |
04 |
02 |
04 |
02 |
04 |
||||
|
01 |
16+j3,15 |
16+j3,15 |
16,31 |
16,31 |
85,59 |
85,59 |
85,59 |
АС-70/11 |
265 |
|
02 |
- |
76+j13,26 |
- |
77,15 |
- |
404,92 |
404,92 |
АС-150/24 |
450 |
|
23 |
35+j6,49 |
41+j6,77 |
35,60 |
41,56 |
186,83 |
218,11 |
218,11 |
АС-70/11 |
265 |
|
34 |
59+j11,22 |
17+j2,04 |
60,06 |
17,12 |
315,22 |
89,87 |
315,22 |
АС-120/19 |
390 |
|
04 |
76+j13,26 |
- |
77,15 |
- |
404,92 |
- |
404,92 |
АС-150/24 |
450 |
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 радиально-магистральной 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 электрических сетей
|
Участок сети |
Кол-во цепей ЛЭП |
Марка-сечение F, мм2 провода |
Uном, кВ |
lуч, км |
r0, Ом/км |
x0, Ом/км |
b010-6, См/км |
Rуч, Ом |
Xуч, Ом |
Qучс’, Qучс’’, Мвар |
|
Радиально-магистральная сеть |
||||||||||
|
01 |
2 |
АС-70/11 |
110 |
13,5 |
0,428 |
0,444 |
2,55 |
2,89 |
3,00 |
0,417 |
|
02 |
2 |
АС-120/19 |
110 |
21 |
0,249 |
0,427 |
2,66 |
2,61 |
4,48 |
0,676 |
|
23 |
2 |
АС-70/11 |
110 |
15 |
0,428 |
0,444 |
2,55 |
3,21 |
3,33 |
0,463 |
|
04 |
2 |
АС-70/11 |
110 |
10 |
0,428 |
0,444 |
2,55 |
2,14 |
2,22 |
0,309 |
|
Сеть, имеющая замкнутый контур |
||||||||||
|
01 |
2 |
АС-70/11 |
110 |
13,5 |
0,428 |
0,444 |
2,55 |
2,89 |
3,00 |
0,417 |
|
02 |
1 |
АС-150/24 |
110 |
21 |
0,198 |
0,42 |
2,7 |
4,16 |
8,82 |
0,343 |
|
23 |
1 |
АС-70/11 |
110 |
15 |
0,428 |
0,444 |
2,55 |
6,42 |
6,66 |
0,231 |
|
34 |
1 |
АС-120/19 |
110 |
30 |
0,249 |
0,427 |
2,66 |
7,47 |
12,81 |
0,483 |
|
04 |
1 |
АС-150/24 |
110 |
10 |
0,198 |
0,42 |
2,7 |
1,98 |
4,20 |
0,163 |
Таблица 9.2 – Определение параметров схем замещения трансформаторов электрических сетей
|
Номер п/ст |
Кол-во трансформаторов, шт |
Тип трансформатора |
Sномтр, МВА |
Pхх, МВт |
Iхх, % |
ст, МВА |
тр=Rтр+jXтр, Ом |
|
Радиально-магистральная сеть |
|||||||
|
1 |
2 |
ТДН-16000/110 |
16 |
0,019 |
0,7 |
0,038+j0,224 |
2,19+j43,35 |
|
2 |
2 |
ТРДН-40000/110 |
40 |
0,036 |
0,65 |
0,072+j0,52 |
0,7+j17,35 |
|
3 |
2 |
ТРДН-25000/110 |
25 |
0,027 |
0,7 |
0,054+j0,35 |
1,27+j27,95 |
|
4 |
2 |
ТДН-16000/110 |
16 |
0,019 |
0,7 |
0,038+j0,224 |
2,19+j43,35 |
Схема электрических соединений радиально-магистральной сети приведена на рисунке 10.1, а для сети с замкнутым контуром на рисунке 10.2.
Рисунок 10.1 - Схема электрических соединений радиально-магистральной сети
Рисунок 10.2 - Схема электрических соединений сети с замкнутым контуром
При определении капиталовложений на сооружение электрической сети для радиально – магистральной сети используется разработка схемы электрических соединений, приведенная на рисунке 10.1, а для сети с замкнутым контуром – на рисунке 10.2.
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 электрической сети по вариантам
|
Участок |
lуч, км |
Тип опор |
Марка-сечение F, мм2 провода |
С0ЛЭП, тыс.руб/км |
КЛЭП=С0ЛЭПlуч, тыс.руб |
КЛЭП, тыс.руб |
|
Радиально-магистральная сеть (вариант I) |
||||||
|
01 |
13,5 |
Железобетонные двухцепные |
АС-70/11 |
17,8 |
240,3 |
1065,4 |
|
02 |
21 |
Железобетонные двухцепные |
АС-120/19 |
18,1 |
380,1 |
|
|
23 |
15 |
Железобетонные двухцепные |
АС-70/11 |
17,8 |
267 |
|
|
04 |
10 |
Железобетонные двухцепные |
АС-70/11 |
17,8 |
178 |
|
|
Сеть с замкнутым контуром (вариант II) |
||||||
|
01 |
13,5 |
Железобетонные двухцепные |
АС-70/11 |
17,8 |
240,3 |
1125 |
|
02 |
21 |
Железобетонные одноцепные |
АС-150/24 |
11,7 |
245,7 |
|
|
23 |
15 |
Железобетонные одноцепные |
АС-70/11 |
12 |
180 |
|
|
34 |
30 |
Железобетонные одноцепные |
АС-120/19 |
11,4 |
342 |
|
|
04 |
10 |
Железобетонные одноцепные |
АС-150/24 |
11,7 |
117 |
Укрупненные показатели стоимости сооружения воздушных ЛЭП и подстанций электрической сети определяются по таблицам.
Таблица 11.2 – Капиталовложения на сооружение подстанций электрической сети по вариантам
|
Элемент сети |
Стоимость |
|||||
|
РЭС |
п/ст1 |
п/ст2 |
п/ст3 |
п/ст4 |
||
|
Радиально - магистральная сеть (вариант 1) |
||||||
|
РУ на РЭС |
7х35 |
- |
- |
- |
- |
2599 |
|
ОРУ на подстанции |
- |
- |
- |
- |
- |
|
|
типовая схема |
- |
120 |
120 |
120 |
120 |
|
|
дополнительные выключатели |
- |
- |
- |
- |
- |
|
|
трансформаторы |
- |
2х63 |
2х109 |
2х84 |
2х63 |
|
|
батареи конденсаторов |
- |
2х30 |
4х30 |
3х30 |
7х18 |
|
|
постоянная часть затрат |
- |
210 |
210 |
210 |
210 |
|
|
Итого |
245 |
516 |
668 |
588 |
582 |
|
|
Сеть, имеющая замкнутый контур |
||||||
|
РУ на РЭС |
5х35 |
- |
- |
- |
- |
2529 |
|
ОРУ на подстанции |
- |
- |
- |
|
|
|
|
типовая схема |
- |
120 |
120 |
120 |
120 |
|
|
дополнительные выключатели |
- |
- |
- |
- |
- |
|
|
трансформаторы |
- |
2х63 |
2х109 |
2х84 |
2х63 |
|
|
батареи конденсаторов |
- |
2х30 |
4х30 |
3х30 |
7х18 |
|
|
постоянная часть затрат |
- |
210 |
210 |
210 |
210 |
|
|
Итого |
175 |
516 |
668 |
588 |
582 |
Для радиально-магистральной сети (вариант I):
тыс.руб.
Для сети с замкнутым контуром (вариант II):
тыс.руб.
Определяются нормы амортизационных отчислений и отчислений на обслуживание и текущий ремонт воздушных ЛЭП и подстанций:
алэп=2,4%, ап/ст=6,4%, орлэп=0,4%, орп/ст=3,0%.
Определяются отчисления от капиталовложений на амортизацию:
тыс.руб.
Определяются отчисления от капиталовложений на обслуживание и текущий ремонт:
Определяется число часов использования максимума активной нагрузки Tм в году для суммарной нагрузки электрической сети:
Определяется время максимальных потерь для суммарной нагрузки электрической сети:
Определяется стоимость 1 МВтч потерь электроэнергии для следующих показателей:
T΄=/max=/kм2=3068,4/0,952=3399,9 ч
Зэ΄=1,4коп/(кВтч)=1,410-2 тыс. руб./(МВтч),
T΄΄=8760 ч Зэ΄΄=1,2 коп/(кВтч) =1,210-2 тыс.руб/(МВтч).
Определяются потери электроэнергии в воздушных ЛЭП, зависящие и независящие от нагрузки. Данные сводятся в таблицу 11.3.
Таблица 11.3 – Потери электроэнергии в воздушных ЛЭП для радиально-магистральной сети
|
Участок сети |
Кол-во цепей ЛЭП |
, МВА |
Uном, кВ |
Rлэпi, Ом |
, ч |
Wлэпi΄, МВтч |
WлэпΣ΄, МВтч |
Wлэпi΄΄, МВтч |
WлэпΣ΄΄, МВтч |
|
01 |
2 |
8,15 |
110 |
2,89 |
3068,4 |
195 |
3232 |
0 |
0 |
|
02 |
2 |
30,03 |
110 |
2,61 |
2391 |
0 |
|||
|
23 |
2 |
12,23 |
110 |
3,21 |
487 |
0 |
|||
|
04 |
2 |
8,56 |
110 |
2,14 |
159 |
0 |
Определяются потери электроэнергии в трансформаторах, зависящие и независящие от нагрузки. Данные сводятся в таблицу 11.4.
Таблица 11.4 – Потери электроэнергии в трансформаторах для радиально-магистральной сети
|
№ П/ст |
Кол-во тр-ров n, шт |
, МВ·А |
Sномтрi, МВА |
Pкз, МВт |
, ч |
Wтрi΄, МВтч |
WтрΣ΄, МВтч |
Pхх, МВт |
T, ч |
Wтрi΄΄, МВтч |
WтрΣ΄΄, МВтч |
|
1 |
2 |
16,31 |
16 |
0,085 |
3068,4 |
135 |
670 |
0,019 |
8760 |
332,9 |
1769,5 |
|
2 |
2 |
35,60 |
40 |
0,172 |
209 |
0,036 |
8760 |
630,7 |
|||
|
3 |
2 |
24,46 |
25 |
0,12 |
176 |
0,027 |
8760 |
473,0 |
|||
|
4 |
2 |
17,12 |
16 |
0,085 |
149 |
0,019 |
8760 |
332,9 |
;
Определяются потери электроэнергии в батареях конденсаторов, зависящие и независящие от нагрузки. Данные сводятся в таблицу 11.5.
Таблица 11.5 –Потери электроэнергии в батареях конденсаторов для радиально-магистральной сети
|
Номер п/ст |
ΔWбкi,’ МВт ч |
ΔWбк∑,’ МВт ч |
Qбкi, Мвар |
Тбк, ч |
ΔWбкi,” МВт ч |
ΔWбк∑,” МВт ч |
|
1 |
0 |
0 |
7,6 |
7000 |
159,6 |
1071 |
|
2 |
0 |
15,2 |
319,2 |
|||
|
3 |
0 |
11,4 |
239,4 |
|||
|
4 |
0 |
16,8 |
352,8 |
Определяются потери электроэнергии, зависящие от нагрузки, в радиально-магистральной сети:
Определяются потери электроэнергии, независящие от нагрузки, в радиально-магистральной сети:
Определяются затраты на возмещение потерь электроэнергии в радиально-магистральной сети:
тыс.руб.
Определяются ежегодные эксплуатационные издержки для радиально-магистральной сети:
Определяются нормы амортизационных отчислений и отчислений на обслуживание и текущий ремонт воздушных линий электропередач и подстанций [3]:
; ; ; .
Определяются отчисления от капиталовложений на амортизацию:
тыс.руб
Определяются отчисления от капиталовложений на обслуживание и текущий ремонт:
тыс.руб
Определеются стоимость 1 МВтч потерь электроэнергии для следующих показателей: ч; ч;
T΄=/max=/kм2=3068,4/0,952=3399,9ч Зэ΄=1,410-2 тыс. руб./(МВтч),
T΄΄=8760 ч Зэ΄΄=1,2 коп/(кВтч) =1,210-2 тыс. руб./(МВтч).
Определяются потери электроэнергии в воздушных ЛЭП, зависящие и независящие от нагрузки. Данные сводятся в таблицу 11.6.
Таблица 11.6 – Потери электроэнергии в воздушных ЛЭП для сети, имеющей замкнутый контур
|
Участок сети |
Кол-во цепей ЛЭП |
, МВА |
Uном, кВ |
Rлэпi, Ом |
, ч |
Wлэпi΄, МВтч |
WлэпΣ΄, МВтч |
Wлэпi΄΄, МВтч |
WлэпΣ΄΄, МВтч |
|
01 |
2 |
8,15 |
110 |
2,89 |
3068,4 |
195 |
3360 |
0 |
0 |
|
02 |
1 |
40,89 |
110 |
4,16 |
1763 |
0 |
|||
|
23 |
1 |
5,29 |
110 |
6,42 |
46 |
0 |
|||
|
34 |
1 |
19,17 |
110 |
7,47 |
696 |
0 |
|||
|
04 |
1 |
36,27 |
110 |
1,98 |
660 |
0 |
Определяются потери электроэнергии, зависящие от нагрузки, в сети с замкнутым контуром:
МВт ч
Определяются потери электроэнергии, независящие от нагрузки, , в сети с замкнутым контуром:
Определяются затраты на возмещение потерь электроэнергии в сети с замкнутым контуром:
тыс. руб.
Определим ежегодные эксплуатационные издержки для кольцевой сети:
тыс.руб.
Определяются приведенные затраты для вариантов электрической сети.
Для радиально-магистральной сети (вариант I):
тыс.руб.
Для сети, имеющей замкнутый контур (вариант II):
тыс.руб.
Относительная разность приведенных затрат рассматриваемых вариантов радиально-магистральной сети (вариант I) и сети, имеющей замкнутый контур (вариант II):
Данные технико-экономического расчёта методом приведённых затрат сведем в таблицу 11.8.
Таблица 11.7 – Основные технико-экономические показатели для предварительно выбранных вариантов исполнения электрической сети
|
Показатели |
Вариант исполнения электрической сети: |
|
|
радиально-магистральная сеть (вариант I) |
Сеть с замкнутым контуром (вариант II) |
|
|
Капиталовложения Ксети, тыс.руб. |
4397,28 |
4384,8 |
|
Потери электроэнергии W=W΄+W΄΄, МВтч |
6743 |
6871 |
|
Затраты на возмещение потерь электроэнергии Зпот, тыс.руб. |
88,7 |
90,5 |
|
Ежегодные эксплуатационные издержки Исети, тыс.руб. |
417,69 |
413,6 |
|
Приведенные затраты Зпр, тыс.руб. |
945,36 |
939,75 |
|
Относительная разность приведенных затрат рассматриваемых вариантов Зпр, % |
0,6% |
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.
Определение экономической целесообразности отключения одного из двух параллельно работающих трансформаторов на двухтрансформаторной подстанции без учета компенсирующих устройств.
При минимальном режиме из-за снижения нагрузки можно отключить один из двух трансформаторов на двухтрансформаторных подстанциях, если выполняется следующее условие:
Следовательно, на всех двухтрансформаторных подстанциях можно отключить трансформатор.
12.1 Определение параметров схемы замещения электрической сети и потерь в меди и стали трансформаторов подстанций без учета КУ
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 – Расчет расчетных нагрузок
|
№ п/ст |
, Мвар |
, МВА |
, МВА |
, МВА |
Sрi, МВА |
|
максимальный режим |
|||||
|
1 |
0,417 |
16+j10,75 |
0,062+j1,219 |
0,038+j0,224 |
16,1+j11,773 |
|
2 |
0,574 |
35+j21,69 |
0,091+j2,225 |
0,072+j0,52 |
35,16+j23,866 |
|
3 |
0,714 |
24+j16,13 |
0,08+j1,756 |
0,054+j0,35 |
24,13+j17,526 |
|
4 |
0,646 |
17+j18,84 |
0,107+2,112 |
0,038+j0,224 |
17,14+j20,534 |
|
минимальный режим |
|||||
|
1 |
0,417 |
9,6+j6,45 |
0,044+0,878 |
0,019+j0,112 |
9,66+j7,023 |
|
2 |
0,574 |
21+j13,014 |
0,066+j1,602 |
0,036+j0,26 |
21,1+j14,3 |
|
3 |
0,714 |
14,4+j9,678 |
0,058+j1,264 |
0,027+j0,175 |
14,48+j10,404 |
|
4 |
0,646 |
10,2+j11,304 |
0,077+j1,521 |
0,019+j0,112 |
10,3+j12,288 |
|
послеаварийный режим |
|||||
|
1 |
0,209 |
16+j10,75 |
0,062+j1,219 |
0,038+j0,224 |
16,1+j11,981 |
|
2 |
0,231 |
35+j21,69 |
0,091+j2,225 |
0,072+j0,52 |
35,16+j24,209 |
|
3 |
0,714 |
24+j16,13 |
0,08+j1,756 |
0,054+j0,35 |
24,13+j17,526 |
|
4 |
0,646 |
17+j18,84 |
0,107+2,112 |
0,038+j0,224 |
17,14+j20,534 |
Определяются перетоки мощности без учета компенсирующих устройств. Для максимального режима:
Для минимального режима определение перетоков мощности ведется по формулам для расчета максимального режима:
Для послеаварийного режима:
В таблице 12.3 приведены результаты расчета нескомпенсированной реактивной нагрузки для максимального, минимального и послеаварийного режимов.
Таблица12.3 - Результаты расчета нескомпенсированной реактивной нагрузки.
|
№ пс |
Режим работы |
|||||||||||
|
максимальный |
минимальный |
послеаварийный |
||||||||||
|
Qнагрi, Мвар |
ΔQтрi, Мвар |
Qнеск псi Мвар |
Qнеск псΣ Мвар |
Qнагрi Мвар |
ΔQтрi Мвар |
Qнеск псi Мвар |
Qнеск псΣ Мвар |
Qнагрi Мвар |
ΔQтрi Мвар |
Qнеск псi Мвар |
Qнеск псΣ Мвар |
|
|
1 |
10,75 |
1,44 |
12,20 |
76,04 |
6,45 |
0,99 |
7,44 |
46,37 |
10,75 |
1,44 |
12,20 |
76,04 |
|
2 |
21,69 |
2,75 |
24,44 |
13,01 |
1,86 |
14,88 |
21,69 |
2,75 |
24,44 |
|||
|
3 |
16,13 |
2,11 |
18,23 |
9,68 |
1,44 |
11,12 |
16,13 |
2,11 |
18,23 |
|||
|
4 |
18,84 |
2,34 |
21,17 |
11,30 |
1,63 |
12,93 |
18,84 |
2,34 |
21,17 |
В таблицах 12.4, 12.5 приведены результаты расчета точного баланса активной и реактивной мощности.
Таблица 12.4 - Результаты расчета точного баланса активной мощности
|
Уч-ок |
Uном, кВ |
Sнруч, МВА |
ΔPуч, МВт |
Pнагрi, МВт |
Rуч, Ом |
ΔPтрi, МВт |
ΔPтрΣ, МВт |
ΔPлэпΣ, МВт |
PнагрΣ, МВт |
Pсети МВт |
|
Максимальный режим |
||||||||||
|
01 |
110 |
9,97 |
0,09 |
16,00 |
2,89 |
0,10 |
0,54 |
2,62 |
92,00 |
99,76 |
|
02 |
110 |
49,89 |
0,86 |
35,00 |
4,16 |
0,16 |
||||
|
23 |
110 |
53,38 |
1,51 |
24,00 |
6,42 |
0,13 |
||||
|
34 |
110 |
7,48 |
0,03 |
17,00 |
7,47 |
0,14 |
||||
|
04 |
110 |
26,95 |
0,12 |
|
1,98 |
|
||||
|
Минимальный режим |
||||||||||
|
01 |
110 |
5,97 |
0,03 |
9,60 |
2,89 |
0,06 |
0,35 |
0,94 |
55,20 |
59,24 |
|
02 |
110 |
29,90 |
0,31 |
21,00 |
4,16 |
0,10 |
||||
|
23 |
110 |
31,97 |
0,54 |
14,40 |
6,42 |
0,08 |
||||
|
34 |
110 |
4,45 |
0,01 |
10,20 |
7,47 |
0,10 |
||||
|
04 |
110 |
16,13 |
0,04 |
|
1,98 |
|
||||
|
Послеаварийный режим |
||||||||||
|
01 |
110 |
20,07 |
0,19 |
16,00 |
5,78 |
0,10 |
0,54 |
6,00 |
92,00 |
103,14 |
|
23 |
110 |
42,69 |
0,97 |
35,00 |
6,42 |
0,16 |
||||
|
34 |
110 |
72,51 |
3,25 |
24,00 |
7,47 |
0,13 |
||||
|
04 |
110 |
98,59 |
1,59 |
17,00 |
1,98 |
0,14 |
Таблица 12.5 - Результаты расчета точного баланса реактивной мощности
|
Уч-ок |
Uном, кВ |
Sнруч, МВА |
ΔQуч Мвар |
Qнагрi Мвар |
Xуч, Ом |
ΔQтрi Мвар |
ΔQтрΣ Мвар |
Qку, Мвар |
QcΣ, Мвар |
ΔQлэпΣ Мвар |
QнагрΣ Мвар |
Qсети Мвар |
|
Максимальный режим |
||||||||||||
|
01 |
110 |
9,97 |
0,10 |
10,75 |
3,00 |
1,44 |
8,63 |
46,76 |
3,65 |
3,79 |
67,41 |
79,55 |
|
02 |
110 |
49,89 |
1,81 |
21,69 |
8,82 |
2,75 |
||||||
|
23 |
110 |
53,38 |
1,57 |
16,13 |
6,66 |
2,11 |
||||||
|
34 |
110 |
7,48 |
0,06 |
18,84 |
12,81 |
2,34 |
||||||
|
04 |
110 |
26,95 |
0,25 |
|
4,20 |
|
||||||
|
Минимальный режим |
||||||||||||
|
01 |
110 |
5,97 |
0,04 |
6,45 |
3,00 |
0,99 |
5,92 |
26,63 |
3,65 |
1,36 |
40,44 |
46,10 |
|
02 |
110 |
29,90 |
0,65 |
13,01 |
8,82 |
1,86 |
||||||
|
23 |
110 |
31,97 |
0,56 |
9,68 |
6,66 |
1,44 |
||||||
|
34 |
110 |
4,45 |
0,02 |
11,30 |
12,81 |
1,63 |
||||||
|
04 |
110 |
16,13 |
0,09 |
|
4,20 |
|
||||||
|
Послеаварийный режим |
||||||||||||
|
01 |
110 |
20,07 |
0,20 |
10,75 |
5,99 |
1,44 |
8,63 |
53,15 |
2,50 |
10,14 |
67,41 |
87,05 |
|
23 |
110 |
42,69 |
1,00 |
21,69 |
6,66 |
2,75 |
||||||
|
34 |
110 |
72,51 |
5,57 |
16,13 |
12,81 |
2,11 |
||||||
|
04 |
110 |
98,59 |
3,37 |
18,84 |
4,20 |
2,34 |
Суммарная мощность компенсирующих устройств распределяется по подстанциям пропорционально их нескомпенсированным нагрузкам. В таблице 12.6 приведен расчет суммарных мощностей компенсирующих устройств.
Таблица 12.6 – Расчет суммарных мощностей КУ
|
№ пс |
Максимальный режим |
Минимальный режим |
Послеаварийный режим |
|||||||||
|
Qнеск пстi Мвар |
Qнеск пстΣ Мвар |
Qку Мвар |
Qкуi Мвар |
Qнеск пстi Мвар |
Qнеск пстΣ Мвар |
Qку Мвар |
Qкуi Мвар |
Qнеск пстi Мвар |
Qнеск пстΣ Мвар |
Qку Мвар |
Qкуi Мвар |
|
|
1 |
12,2 |
76,04 |
46,76 |
7,50 |
7,44 |
46,37 |
26,63 |
4,27 |
12,2 |
76,04 |
53,15 |
8,53 |
|
2 |
24,44 |
15,03 |
14,88 |
8,54 |
24,44 |
17,08 |
||||||
|
3 |
18,23 |
11,21 |
11,12 |
6,38 |
18,23 |
12,75 |
||||||
|
4 |
21,17 |
13,02 |
12,93 |
7,43 |
21,17 |
14,80 |
Определение необходимого количества и мощности батарей конденсаторов по подстанциям для компенсации реактивной мощности приведено в таблице12.7.
Для максимального режима
Для минимального режима
Для послеаварийного режима
Таблица 12.7 - Распределение КУ по подстанциям для различных режимов работы электрической сети
|
Номер п/ст |
Uном, кВ |
Тип коденсаторов |
Кол – во БК nбк, шт. |
Мощность,выдаваемая БКQбк, 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 |
4 |
3,8 |
15,2 |
|
3 |
10 |
КС2-1,05-60 |
3 |
3,8 |
11,4 |
|
4 |
6 |
КС2-1,05-60 |
6 |
2,4 |
14,4 |
|
Минимальный режим |
|||||
|
1 |
10 |
КС2-1,05-60 |
1 |
3,8 |
3,8 |
|
2 |
10 |
КС2-1,05-60 |
2 |
3,8 |
7,6 |
|
3 |
10 |
КС2-1,05-60 |
2 |
3,8 |
7,6 |
|
4 |
6 |
КС2-1,05-60 |
3 |
2,4 |
7,2 |
|
Послеаварийный режим |
|||||
|
1 |
10 |
КС2-1,05-60 |
2 |
3,8 |
7,6 |
|
2 |
10 |
КС2-1,05-60 |
4 |
3,8 |
15,2 |
|
3 |
10 |
КС2-1,05-60 |
3 |
3,8 |
11,4 |
|
4 |
6 |
КС2-1,05-60 |
6 |
2,4 |
14,4 |
Расчет максимального режима работы сети имеющей замкнутый контур производится для схемы, приведенной на рисунке 2.2 в).
Схема замещения сети для заданного режима работы приведена на рисунке 13.1.
Рисунок 13.1 – Схема замещения сети имеющей замкнутый контур для нормального режима работы
Определение параметров схемы замещения электрической сети и потерь в меди и стали трансформаторов подстанций приведено в таблице 13.1.
Таблица 13.1 - Расчет параметров трансформаторов для максимального режима
|
№ п/ст |
Sп/стi, МВА |
кол-во тр-ов |
Sномтрi, МВА |
ΔPкз, МВА |
Uкз, % |
ΔSмтрi, МВА |
ΔPxx, МВА |
Ixx, % |
ΔSсттрi, МВА |
ΔSтрi, МВА |
|
1 |
16,31 |
2 |
16 |
0,085 |
10,5 |
0,044+j0,873 |
0,019 |
0,7 |
0,038+j0,224 |
0,082+j1,097 |
|
2 |
35,60 |
2 |
40 |
0,172 |
10,5 |
0,068+j1,663 |
0,027 |
0,7 |
0,072+j0,52 |
0,140+j2,183 |
|
3 |
24,46 |
2 |
25 |
0,12 |
10,5 |
0,057+j1,257 |
0,036 |
0,65 |
0,054+j0,35 |
0,111+j1,607 |
|
4 |
17,57 |
2 |
16 |
0,085 |
10,5 |
0,051+j1,013 |
0,027 |
0,7 |
0,038+j0,224 |
0,089+j1,237 |
Определяются расчетные нагрузки, согласно формуле:
Результаты расчетов приведены в таблице 13.2.
Таблица 13.2 – Определение расчетных нагрузок
Учитывая расчетные нагрузки, схема замещения примет вид, изображенный на рисунке 13.2
Рисунок 13.2 – Упрощенная схема замещения сети, имеющей одну точку потокораздела (точка 3), для нормального режима работы
Производится приближенный расчет потокораспределения, согласно формулам:
Результаты расчета сведены в таблицу 13.3
Сеть, имеющая замкнутый контур, условно разделяется в точке потокораздела активной и реактивной мощности на две разомкнутые сети, приведенные на рисунке13.3.
Рисунок 13.3 – Упрощенная схема замещения сети, разделенной в точке потокораздела на две разомкнутые сети
Определение мощности в начале и конце участков сети производится по формулам:
Результаты расчетов сведены в таблицу 13.3
Таблица 13.3- Определение мощности в начале и конце участков сети
|
уч-ок |
Sучi, МВА |
Uном, кВ |
Rуч, Ом |
Xуч, Ом |
Qcуч, Мвар |
S"уч, МВА |
S'уч, МВА |
|
01 |
8,041+j1,915 |
110 |
2,89 |
3,00 |
0,417 |
16,082+j3,83 |
16,147+j3,481 |
|
02 |
40,596+j9,303 |
110 |
4,16 |
8,82 |
0,343 |
40,612+j9,32 |
41,209+j10,243 |
|
04 |
39,056+j11,777 |
110 |
6,42 |
6,66 |
0,163 |
39,382+j12,336 |
39,66+j12,764 |
|
23 |
5,456+j1,204 |
110 |
7,47 |
12,81 |
0,231 |
5,456+j1,204 |
5,472+j1,221 |
|
34 |
21,967+j6,746 |
110 |
1,98 |
4,20 |
0,483 |
21,967+j6,746 |
22,293+j7,305 |
Определение напряжения в узлах сети для максимального режима.
Определение экономической целесообразности отключения одного из двух параллельно работающих трансформаторов на двухтрансформаторной подстанции
Следовательно, на всех двухтрансформаторных подстанциях следует отключить второй трансформатор
Расчет параметров трансформаторов для минимального режима представлен в таблице 13.4
Таблица 13.4 - Параметры трансформаторов для минимального режима
|
№ п/ст |
Sп/стi, МВА |
кол-во тр-ов |
Sномтрi, МВА |
ΔPкз, МВА |
Uкз, % |
ΔSмтрi, МВА |
ΔPxx, МВА |
Ixx, % |
ΔSсттрi, МВА |
ΔSтрi, МВА |
|
1 |
9,96 |
1 |
16 |
0,085 |
10,5 |
0,033+j0,651 |
0,019 |
0,7 |
0,019+j0,112 |
0,052+j0,763 |
|
2 |
21,69 |
1 |
40 |
0,172 |
10,5 |
0,051+j1,235 |
0,036 |
0,65 |
0,036+j0,26 |
0,087+j1,495 |
|
3 |
14,55 |
1 |
25 |
0,12 |
10,5 |
0,041+j0,889 |
0,027 |
0,7 |
0,027+j0,175 |
0,068+j1,064 |
|
4 |
10,99 |
1 |
16 |
0,085 |
10,5 |
0,040+j0,793 |
0,019 |
0,7 |
0,019+j0,112 |
0,059+j0,905 |
Определяются расчетные нагрузки, согласно формуле:
Результаты расчетов приведены в таблице 13.5.
Таблица 13.5 – Определение расчетных нагрузок
Схема замещения представлена на рисунке 13.1
Производится приближенный расчет потокораспределения, согласно формулам:
Результаты расчета сведены в таблицу 13.6
Сеть, имеющая замкнутый контур, условно разделяется в точке потокораздела активной и реактивной мощности на две разомкнутые сети, приведенные на рисунке13.3.
Определение мощности в начале и конце участков сети производится по формулам:
Результаты расчетов сведены в таблицу 13.6
Таблица 13.6- Определение мощности в начале и конце участков сети
|
уч-ок |
Sучi, МВА |
Uном, кВ |
Rуч, Ом |
Xуч, Ом |
Qcуч, Мвар |
S"уч, МВА |
S'уч, МВА |
|
01 |
4,826+j1,498 |
110 |
2,89 |
3,00 |
0,417 |
9,652+j2,996 |
9,676+j2,604 |
|
02 |
23,586+j7,016 |
110 |
4,16 |
8,82 |
0,343 |
23,59+j7,019 |
23,798+j7,118 |
|
04 |
18,172+j13,457 |
110 |
6,42 |
6,66 |
0,163 |
18,299+j13,675 |
18,385+j13,693 |
|
23 |
2,499+j0,685 |
110 |
7,47 |
12,81 |
0,231 |
2,499+j0,685 |
2,503+j0,688 |
|
34 |
14,013+j2,998 |
110 |
1,98 |
4,20 |
0,483 |
14,013+j2,998 |
14,14+j3,216 |
Определение напряжения в узлах сети для минимального режима.
Схема замещения сети для заданного режима работы приведена на рисунке 13.4.
Рисунок 13.4 – Схема замещения сети имеющей замкнутый контур для послеаварийного режима работы
Определение параметров схемы замещения электрической сети и потерь в меди и стали трансформаторов подстанций приведено в таблице 13.7.
Таблица 13.7 - Расчет параметров трансформаторов для послеаварийного режима
|
№ п/ст |
Sп/стi, МВА |
кол-во тр-ов |
Sномтрi, МВА |
ΔPкз, МВА |
Uкз, % |
ΔSмтрi, МВА |
ΔPxx, МВА |
Ixx, % |
ΔSсттрi, МВА |
ΔSтрi, МВА |
|
1 |
16,31 |
2 |
16 |
0,085 |
10,5 |
0,044+j0,873 |
0,019 |
0,7 |
0,038+j0,224 |
0,082+j1,097 |
|
2 |
35,60 |
2 |
40 |
0,172 |
10,5 |
0,068+j1,663 |
0,027 |
0,7 |
0,072+j0,52 |
0,140+j2,183 |
|
3 |
24,46 |
2 |
25 |
0,12 |
10,5 |
0,057+j1,257 |
0,036 |
0,65 |
0,054+j0,35 |
0,111+j1,607 |
|
4 |
17,57 |
2 |
16 |
0,085 |
10,5 |
0,051+j1,013 |
0,027 |
0,7 |
0,038+j0,224 |
0,089+j1,237 |
Определяются расчетные нагрузки, согласно формуле:
Результаты расчетов приведены в таблице 13.8.
Таблица 13.8 - Определение расчетных нагрузок
Учитывая расчетные нагрузки, схема замещения примет вид, изображенный на рисунке 13.5
Рисунок 13.5 – Упрощенная схема замещения сети для послеаварийного режима работы
Определение мощности в начале и конце участков сети производится по формулам:
Результаты расчетов сведены в таблицу 13.9
Таблица 13.9 - Определение мощности в начале и конце участков сети
|
уч-ок |
Uном, кВ |
Rуч, Ом |
Xуч, Ом |
Qcуч, Мвар |
S"уч, МВА |
S'уч, МВА |
|
01 |
110 |
5,78 |
5,99 |
0,209 |
16,082+j4,038 |
16,213+j3,966 |
|
04 |
110 |
6,42 |
6,66 |
0,163 |
79,251+j22,916 |
80,365+j25,116 |
|
23 |
110 |
7,47 |
12,81 |
0,231 |
35,14+j8,442 |
35,833+j9,161 |
|
34 |
110 |
1,98 |
4,20 |
0,483 |
59,833+j13,891 |
62,162+j17,885 |
Определение напряжения в узлах сети для послеаварийного режима.
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
|
№ пс |
Pi, МВт |
Qi, Мвар |
Rтрi, Ом |
Xтрi, Ом |
Ui, кВ |
ΔUтрi, кВ |
Uжел нн пстi, кВ |
Uтр ном нн, кВ |
Uтр ном вн, кВ |
n |
Uтр отв ст вн, кВ |
Uтр отв ст нн, кВ |
|
для максимального режима работы сети |
||||||||||||
|
1 |
16 |
3,15 |
4,38 |
86,7 |
120,528 |
2,85 |
11,025 |
10,5 |
115 |
-1 |
112,95 |
10,939 |
|
2 |
35 |
6,49 |
1,4 |
55,9 |
118,937 |
3,46 |
11,025 |
10,5 |
115 |
-2 |
110,91 |
10,932 |
|
3 |
24 |
4,73 |
2,54 |
34,7 |
118,473 |
1,90 |
11,025 |
10,5 |
115 |
-2 |
110,91 |
11,037 |
|
4 |
17 |
4,44 |
4,38 |
55,9 |
119,908 |
2,69 |
6,3 |
6 |
115 |
-2 |
110,91 |
6,342 |
|
для минимального режима работы сети |
||||||||||||
|
1 |
9,6 |
2,65 |
4,38 |
86,7 |
115,19 |
2,36 |
10,5 |
10,5 |
115 |
-1 |
112,95 |
10,489 |
|
2 |
21 |
5,41 |
1,4 |
55,9 |
114,099 |
2,91 |
10,5 |
10,5 |
115 |
-2 |
110,91 |
10,527 |
|
3 |
14,4 |
2,08 |
2,54 |
34,7 |
113,918 |
0,95 |
10,5 |
10,5 |
115 |
-1 |
112,95 |
10,501 |
|
4 |
10,2 |
4,10 |
4,38 |
55,9 |
114,687 |
2,39 |
6 |
6 |
115 |
-1 |
112,95 |
5,965 |
|
для послеаварийного режима работы сети |
||||||||||||
|
1 |
16 |
3,15 |
4,38 |
86,7 |
120,029 |
2,86 |
11,025 |
10,5 |
115 |
-2 |
110,91 |
11,093 |
|
2 |
35 |
6,49 |
1,4 |
55,9 |
112,794 |
3,65 |
11,025 |
10,5 |
115 |
-5 |
104,77 |
10,939 |
|
3 |
24 |
4,73 |
2,54 |
34,7 |
112,877 |
1,99 |
11,025 |
10,5 |
115 |
-5 |
104,77 |
11,113 |
|
4 |
17 |
4,44 |
4,38 |
55,9 |
118,813 |
2,71 |
6,3 |
6 |
115 |
-2 |
110,91 |
6,281 |
Сравнение действительных значений напряжений на низкой стороне приведено в таблице 14.2.
14.2 - Сравнение действительных значений напряжений на низкой стороне
|
№ пс |
максимальный режим |
Минимальный режим |
Послеаварийный режим |
||||||
|
Uтр отв ст нн, кВ |
Uжел нн пстi, кВ |
|Uтр отв ст нн-Uжел нн пстi| |
Uтр отв ст нн, кВ |
Uжел нн пстi, кВ |
|Uтр отв ст нн-Uжел нн пстi| |
Uтр отв ст нн, кВ |
Uжел нн пстi, кВ |
|Uтр отв ст нн-Uжел нн пстi| |
|
|
1 |
10,939 |
11,025 |
0,086 |
10,489 |
10,5 |
0,011 |
11,093 |
11,025 |
0,068 |
|
2 |
10,932 |
11,025 |
0,093 |
10,527 |
10,5 |
0,027 |
10,939 |
11,025 |
0,086 |
|
3 |
11,037 |
11,025 |
0,012 |
10,501 |
10,5 |
0,001 |
11,113 |
11,025 |
0,088 |
|
4 |
6,342 |
6,3 |
0,042 |
5,965 |
6 |
0,035 |
6,281 |
6,3 |
0,019 |
;
- 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-61
38
Гутов
Провер.
Бекетов
Разраб.
КП 140211.02.000 ПЗ
2
Лист
Дата
Подпись
№ докум.
Лист
Изм.