Помощь в написании студенческих работ
Антистрессовый сервис

Проектирование районной электрической сети

Курсовая: Проектирование районной электрической сети
КурсоваяПомощь в написанииУзнать стоимостьмоей работы

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… Читать ещё >

Проектирование районной электрической сети (реферат, курсовая, диплом, контрольная)

Министерство образования и науки Российской Федерации Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования

«Алтайский государственный технический университет им. И.И. Ползунова»

Факультет (институт) Вечерне-заочный Кафедра Электроснабжение промышленных предприятий Пояснительная записка к курсовому проекту (работе) по дисциплине Электрические сети

ПРОЕКТИРОВАНИЕ РАЙОННОЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ Студент группы 9ЭПП-81

А.А. Зонов Руководитель проекта (работы) к.т.н., доцент И.А.Гутов

Барнаул 2013

Реферат

  • Объем данного курсового проекта составляет 49 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. Задание и исходные данные для проектирования
  • 2. Составление вариантов схемы электрической сети и выбор наиболее рациональных вариантов
  • 3. Приближённый расчёт потокораспределения в электрической сети
  • 4. Выбор номинальных напряжений электрической сети
  • 5. Баланс активной и реактивной мощностей в электрической сети
  • 5.1 Приближённый баланс активной мощности в сети
  • 5.2 Приближённый баланс реактивной мощности в сети
  • 6. Определение необходимости установки и выбор компенсирующих устройств в электрической сети
  • 7. Выбор трансформаторов на подстанциях
  • 8. Выбор сечений проводов воздушных линий электропередачи
  • 9. Составление схемы замещения электрической сети и определение ее параметров
  • 10. Разработка схемы соединений
  • 11. Технико-экономическое обоснование окончательного варианта исполнения электрической сети
  • 11.1 Определение капиталовложений на сооружение электрической сети
  • 11.2 Определение ежегодных издержек на эксплуатацию электрической сети
  • 11.3. Определение окончательного варианта исполнения электрической сети
  • 12. Уточненный расчет компенсирующих устройств в электрической сети
  • 12.1 Определение нескомпенсированной реактивной нагрузки
  • 12.2 Определение суммарной реактивной мощности компенсирующих устройств на основании точного расчета мощностей
  • 12.3 Расчет суммарных мощностей компенсирующих устройств
  • 12.4 Корректировка нагрузки
  • 13. Точный электрический расчет установившихся режимов работы электрической сети
  • 14. Выбор устройств регулирования напряжения в электрической сети
  • Список использованных источников

1. Задание и исходные данные для проектирования

Спроектировать электрическую сеть для электроснабжения указанных потребителей от электрической системы в соответствии с вариантом ЗА. 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, III районе по гололеду.

В таблице 1.1 приведены значения активной мощности нагрузок потребителей в максимальном режиме Рi=Рмаксi.

Расстояния между точками:

l01=13км; l02=24 км; l03=22 км; l04=12 км; l12=20 км; l13=28 км; l14=25 км; l23=16 км; l24=29 км; l34=20 км.

Рисунок 1.1 — Месторасположение источника питания и потребителей электроэнергии

Таблица 1.1 — Характеристика источника питания и потребителей электроэнергии

№ ПС

Рмаксрi,

МВт

Qмаксрi

Мвар

¦Sмаксрi¦

МВА

Рпаврi,

МВт

Qпаврi

Мвар

¦Sпаврi¦

МВА

cosi

Тмi,

ч

Uннi,

кВ

Доля нагрузки 3-й категории d3i,%

Источник питания 0

;

0,82

;

;

;

Подстанция 1

12,5

25,3

12,5

25,3

0,87

Подстанция 2

25,8

45,1

25,8

45,1

0,82

Подстанция 3

22,2

31,9

22,2

31,9

0,72

Подстанция 4

11,4

20,5

11,4

20,5

0,83

Определяются значения полной мощности нагрузок потребителей, исходя из активной мощности нагрузки и коэффициента мощности cosi потребителей, указанных в таблице 1.1.

(1.1)

Определение электрической нагрузки на подстанциях в послеаварийном режиме

(1.2)

2. Составление вариантов схемы электрической сети и выбор наиболее рациональных вариантов

Производится предварительный анализ и выбор вариантов разомкнутой и замкнутой схемы исполнения сети. Результаты сводятся в таблицу 2.1.

Таблица 2.1 -Характеристика вариантов разомкнутой и замкнутой схем

Вариант

Участок

lЛЭП, км

lЛЭП, км

Номер п/ст

Кол-во выключателей

n, шт.

n, шт.

Pi

нагрузки,

МВт

Момент мощности

Pilс, МВткм

Pilс, МВткм

Варианты разомкнутых схем

0 (РЭС)

15(20)

2(7)

0 (РЭС)

2(7)

15(20)

0 (РЭС)

2(7)

15(20)

0 (РЭС)

Варианты замкнутых схем

0 (РЭС)

0 (РЭС)

0 (РЭС)

0 (РЭС)

Делаем вывод о выборе варианта схемы.

Из рассмотренных схем наилучшим вариантом исполнения сети является: в разомкнутой сети — схема в), для замкнутой — схема г).

3. Приближённый расчёт потокораспределения в электрической сети

Схемы электрической сети для различных режимов работы приведены на рисунке 3.1.

Рисунок 3.1 — Схема разомкнутой сети для:

а) максимального; б) послеаварийного режимов работы.

Схема замкнутой сети для:

в) максимального; г) послеаварийного режимов работы.

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 2 является точкой потокораздела активной и реактивной мощностей. В послеаварийном режиме из строя выходит наиболее загруженный участок 01.

Таблица 3.1 — Расчет потокораспределения в электрической сети

Участок

Кол-во цепей

n, шт.

L уч, км

Рмаксрi,

МВт

Qмаксрi,

Мвар

¦Sмаксрi¦,

МВА

Рпаврi,

МВт

Qпаврi,

Мвар

¦Sпаврi¦,

МВА

Разомкнутая сеть

18,5

12,91

22,56

25,82

45,12

23,99

41,67

47,98

83,33

6,24

12,64

12,47

25,29

8,5

5,71

10,24

11,42

20,48

Сеть с замкнутым контуром

44,9

30,87

51,61

;

;

;

37,1

29,58

51,53

60,45

113,89

22,9

18,4

27,93

12,47

25,29

14,1

7,42

17,2

38,29

71,95

8,5

5,71

10,24

11,42

20,48

4. Выбор номинальных напряжений 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.

Участок

lуч, км

Pучмаксрi МВт

Qучмаксрi Мвар

Pучпаврi МВт

Qучпаврi Мвар

Uномуч, кВ

Uном=35 кВ

Uном=110 кВ

Uном=220 кВ

r0

x0

ДUучмакср

ДUучпавр

r0

x0

ДUучмакср

ДUучпавр

r0

x0

ДUучмакср

Разомкнутая сеть

18,5

12,91

25,82

77,53

0,3

0,4

4,9

9,8

0,2

0,4

1,29

2,58

0,1

0,4

;

23,99

47,98

97,10

0,3

0,4

11,69

23,38

0,2

0,4

3,12

6,24

0,1

0,4

;

6,24

12,47

61,35

0,3

0,4

2,15

4,3

0,2

0,4

0,56

1,12

0,1

0,4

;

8,5

5,71

11,42

54,57

0,3

0,4

1,66

3,32

0,2

0,4

0,44

0,88

0,1

0,4

;

30,87Сеть с замкнутым контуром

44,9

30,87

;

;

103,07

0,3

0,4

9,59

;

0,2

0,4

2,52

;

0,1

0,4

37,1

29,58

60,45

105,34

0,3

0,4

;

;

0,2

0,4

3,85

8,12

0,1

0,4

1,55

22,9

18,4

12,47

86,33

0,3

0,4

8,13

;

0,2

0,4

2,17

1,71

0,1

0,4

0,87

14,1

7,42

38,29

69,25

0,3

0,4

;

;

0,2

0,4

0,84

3,94

0,1

0,4

0,32

8,5

5,71

11,42

54,57

0,3

0,4

1,66

3,32

0,2

0,4

0,44

0,88

0,1

0,4

;

Таблица 4.2 — Проверка напряжения для электрической сети

Участок

Uном=35 кВ

Uном=110 кВ

Uном=220 кВ

Окончательное

Uном, кВ

УДUмакср?5,25

УДUпавр?7

УДUмакср?16,5

УДUпавр?22

УДUмакср?33

Разомкнутая сеть

16,59

33,18

4,41

8,82

;

2,15

4,3

0,56

1,12

;

1,66

3,32

0,44

0,88

;

Сеть с замкнутым контуром

1,66

3,32

0,44

0,88

;

17,73

;

4,69

13,17

1,87

17,73

;

4,69

13,17

1,87

Проверка напряжения производится в соответствии со следующим критериям:

— для максимального режима Uмакср15%Uном;

— для послеаварийного режима Uпавр20%Uном.

Окончательно принимается номинальное напряжение дляUном=110 кВ.

— разомкнутой сети: участки 01, 04 -35 кВ; участки 03, 23 -110 кВ;

— сети с замкнутым контуром: участок 04 -35 кВ; участки 01, 03, 12, 23 -110 кВ.

5. Баланс активной и реактивной мощностей в электрической сети

5.1 Приближённый баланс активной мощности в сети

Приближённый баланс активной мощности в сети рассчитывается по выражению [4]:

Считается, что установленная мощность генераторов источника питания Pип достаточна для покрытия потребностей сети: .

Реактивная мощность, выдаваемая источником питания в сеть Qип, определяется по выражению:

Баланс для радиальных участков 01 и 04 разомкнутой сети Uном=35 кВ:

РнагрУ= Р1+Р4= 22+17= 39 МВт; Рсети= 1,13•39= 44,07 МВт;

Рип= Рсети= 44,07 МВт; Qип= Рип•tg?ип= 44,07•0,698= 30,76 МВт.

Баланс для радиально-магистрального участка 032 разомкнутой сети Uном=110 кВ:

РнагрУ= Р2+Р3= 37+23= 60 МВт; Рсети= 1,13•60= 67,8 МВт;

Рип= Рсети= 67,8 МВт; Qип= Рип•tg?ип= 67,8•0,698= 47,32Мвар.

Баланс для радиального участка 04 сети с замкнутым контуром Uном=35 кВ:

РнагрУ= Р4= 17 МВт; Рсети= 1,13•17= 19,21 МВт;

Рип= Рсети= 19,21 МВт; Qип= Рип•tg?ип= 19,21•0,698= 13,41 Мвар.

Баланс для кольцевого участка 1 230 сети с замкнутым контуром Uном=110 кВ:

РнагрУ= Р1+Р2+Р3= 22+37+23= 82 МВт; Рсети= 1,13•82= 92,66 МВт;

Рип= Рсети= 92,66 МВт; Qип= Рип•tg?ип= 92,66•0,698= 64,68 Мвар.

5.2 Приближённый баланс реактивной мощности в сети

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

Участок

кол-во цепей n, шт.

lуч, км

Sмаксуч МВА

ДQуч, Мвар

Qi, Мвар

Uном, кВ

x0

ДQЛЭП, Мвар

Qнагр, Мвар

ДQтр, Мвар

Qрез, Мвар

QсУ, Мвар

Qсети, Мвар

Разомкнутая сеть

22,56

0,54

25,8

0,4

3,07

7,7

4,8

3,07

58,1

41,67

2,53

22,2

0,4

12,64

1,36

12,5

0,4

2,18

23,9

4,12

2,39

31,4

10,24

0,82

11,4

0,4

Сеть с замкнутым контуром

51,61

1,15

12,5

0,4

3,76

60,5

10,23

6,05

3,76

73,76

51,53

1,93

22,2

0,4

27,93

0,52

25,8

0,4

17,2

0,16

25,8

0,4

10,24

0,82

11,4

0,4

0,82

11,4

1,85

1,14

14,64

6. Определение необходимости установки и выбор компенсирующих устройств в электрической сети

Определяется мощность компенсирующих устройств.

Для радиальных участков 01 и 04 разомкнутой сети:

Qку= Qсети— Qип= 31,4−30,76= 0,64 Мвар.

Для радиально-магистрального участка 032 разомкнутой сети:

Qку= Qсети— Qип= 58,1−47,32= 10,78 Мвар.

Для радиального участка 04 сети с замкнутым контуром:

Qку= Qсети— Qип= 14,64−13,41= 1,23 Мвар.

Для кольцевого участка 1 230 сети с замкнутым контуром:

Qку= Qсети— Qип= 73,76−64,68= 9,08 Мвар.

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

№ пст

Qкуi, Мвар

Тип БК

Qбк, Мвар

Кол-во БК

Qку, Мвар

Uном, кВ

Pi, Мвт

— 0,638

;

;

;

;

;

0,627

0,567

2,886

КС-1,05−60

2,4

2,4

0,627

0,698

7,912

КСГ-1,05−125

4,9

9,8

0,627

0,964

1,292

КС-1,05−60

2,4

2,4

0,598

0,672

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

№ пст

Pмаксрi, МВт

Qнескпсi, Мвар

Qку, Мвар

Sмаксрi, МВА

|Sмаксрi|, МВА

Sпаврi, МВА

|Sпаврi|, МВА

12,5

;

+j

12,5

25,3

19,50

+j

2,85

19,71

25,8

2,4

+j

23,4

43,8

23,00

+j

5,08

23,56

22,2

9,8

+j

12,4

26,1

27,00

+j

3,77

27,26

11,4

2,4

+j

9,0

19,2

26,00

+j

6,34

26,76

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 01.

Таблица 6.3 — Расчет потокораспределения в электрической сети

Участок

lуч, км

Рмаксрi, МВт

Qмаксрi, Мвар

|Sмаксрi|, МВА

Рпаврi, МВт при выходе из строя уч-ка

Qпаврi, Мвар

при выходе из строя уч-ка

|Sпаврimax|, МВА

Сеть с замкнутым контуром

44,9

26,36

52,07

;

;

48,27

;

37,1

21,72

42,99

;

48,27

;

95,15

22,9

13,89

26,78

12,47

35,8

25,29

14,1

9,51

17,01

35,87

12,4

69,05

8,5

4,5

9,62

9,0

9,0

19,24

Разомкнутая сеть

18,5

11,7

21,89

23,4

43,78

17,9

34,93

35,8

69,87

6,24

12,65

12,47

25,29

8,5

4,5

9,62

19,24

7. Выбор трансформаторов на подстанциях

При питании потребителей 1 и 2 категории на подстанции устанавливаются 2 трансформатора, мощность которых выбирается по выражению:

(7.1)

где — максимальная нагрузка подстанции с учетом мощности компенсирующих устройств, МВА;

— коэффициент перегрузки.

Расчетные и каталожные данные по выбору трансформаторов приведены в таблице 7.1

Таблица 7.1 — Расчетные и каталожные данные по выбору трансформаторов

№ пст

Si, МВА

Siномтррасч, МВА

Sномтр, МВА

Кол-во тр-ров

Тип тр-ра

±n*E0,%

Uкз, %

ДPкз, МВт

ДPхх, МВт

Iхх, %

Rтрi, Ом

Xтрi, Ом

UномннкВ

Разомкнутая сеть

25,3

18,07

ТРДНС-25 000/35

±8Ч1,5

9,5

0,115

0,025

0,5

0,25

5,1

6,3−6,3

43,78

31,27

ТРДН-40 000/110

±9Ч1,78

10,5

0,172

0,036

0,65

1,4

34,7

6,3/6,3

26,13

18,66

ТРДН-25 000/110

±9Ч1,78

10,5

0,120

0,027

0,7

2,54

55,9

6,3/6,5

19,24

13,74

ТДНС-16 000/35

±8Ч1,5

0,85

0,018

0,55

0,45

8,4

6,3−6,3

Сеть с замкнутым контуром

25,3

18,07

ТРДН-25 000/110

±9Ч1,78

10,5

0,120

0,027

0,7

2,54

55,9

6,3/6,5

43,78

31,27

ТРДН-40 000/110

±9Ч1,78

10,5

0,172

0,036

0,65

1,4

34,7

6,3/6,3

26,13

18,66

ТРДН-25 000/110

±9Ч1,78

10,5

0,120

0,027

0,7

2,54

55,9

6,3/6,5

19,24

13,74

ТРДН-16 000/35

±8Ч1,5

0,85

0,018

0,55

0,45

8,4

6,3−6,3

8. Выбор сечений проводов воздушных линий электропередачи

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:

(8.1)

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

Участок

кол-во цепей

n, шт.

Sмаксрi, МВА

|Sмакср| МВА

Iмакср, А

Марка-сечение

провода Fi, мм2

Iдоп, А

Разомкнутая сеть

+j

6,24

12,65

208,68

АС-120

8,5

+j

4,5

9,62

158,69

АС-120

+j

17,9

34,93

183,33

АС-120

18,5

+j

11,7

21,89

114,89

АС-120

Сеть с замкнутым контуром

44,9

+j

26,39

52,08

273,36

АС-185

37,1

+j

21,72

42,99

225,64

АС-185

22,9

+j

13,89

46,78

АС-120

14,1

+j

9,51

17,01

89,28

АС-120

8,5

+j

4,5

9,62

158,69

АС-120

Таблица 8.2 — Проверка сечений проводов воздушных ЛЭП

Уч-ок

Iдоп, А

Sпав, МВА при выходе

из строя участка

|Sпавр|, МВА при выходе

из строя участка

Iпавр, А при выходе

из строя участка

Iпаврmax А

Марка-сечение

провода Fi, мм2

Сеть с замкнутым контуром

;

;

;

+j

48,75

;

95,4

;

499,41

499,41

АС-185/29

+j

48,27

;

;

;

95,15

;

499,41

;

499,41

АС-185/29

+j

12,47

+j

36,28

25,29

70,12

132,74

368,04

368,04

АС-120/19

+j

35,87

+j

14,26

69,05

27,06

362,42

142,03

362,42

АС-120/19

+j

9,0

+j

9,0

19,24

19,25

317,38

317,54

317,54

АС-120/19

Разомкнутая сеть

+j

12,47

25,29

417,18

417,18

АС-150/29

+j

19,24

317,38

317,38

АС-120/19

+j

35,8

69,87

366,72

366,72

АС-120/19

+j

23,4

47,78

229,79

229,79

АС-120/19

9. Составление схемы замещения электрической сети и определение ее параметров

Схема замещения радиально-магистральной сети представлена на рисунке 9.1; сеть, имеющая 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:

(9.1)

где n — количество цепей на участке.

— для трансформаторной подстанции:

(9.2)

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

АС-180/19

0,249

0,427

2,66

1,992

3,416

0,52

АС-150/24

0,198

0,420

2,7

2,178

4,62

0,72

АС-120/19

0,249

0,414

1,619

2,691

АС-120/19

0,249

0,414

1,494

2,484

Сеть с замкнутым контуром

АС-185/29

0,162

0,413

2,75

2,106

5,369

0,22

АС-185/29

0,162

0,413

2,75

3,564

9,086

0,37

АС-120/19

0,249

0,427

2,66

4,98

8,54

0,2

АС-120/19

0,249

0,427

2,66

3,984

6,832

0,26

АС-120/19

0,249

0,414

1,494

2,484

Таблица 9.2 — Определение параметров схем замещения трансформаторов подстанций

Номер п/ст

Кол-во трансф-ов, шт.

Тип трансформатора

Sномтр, МВА

ДPхх, МВт

Iхх, %

ДSст, МВА

Zтр=Rтр+jXтр Ом

Разомкнутая сеть

ТРДНС-25 000/35

0,025

0,5

0,05

+j

0,25

0,13

+j

2,55

ТРДН-40 000/110

0,036

0,65

0,07

+j

0,52

0,7

+j

17,35

ТРДН-25 000/110

0,027

0,7

0,05

+j

0,35

1,27

+j

27,95

ТДНС-16 000/35

0,018

0,55

0,04

+j

0,18

0,23

+j

4,2

Сеть с замкнутым контуром

ТРДН-25 000/110

0,027

0,7

0,05

+j

0,35

1,27

+j

27,95

ТРДН-40 000/110

0,036

0,65

0,07

+j

0,52

0,7

+j

17,35

ТРДН-25 000/110

0,027

0,7

0,05

+j

0,35

1,27

+j

27,95

ТДНС-16 000/35

0,018

0,55

0,04

+j

0,18

0,23

+j

4,2

10. Разработка схемы соединений

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

11. Технико-экономическое обоснование окончательного варианта исполнения электрической сети

11.1 Определение капиталовложений на сооружение электрической сети

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

Участок

lуч, км

Тип опор

Марка-сечение провода F, мм2

С0ЛЭП, тыс.руб./км

КЛЭП=С0ЛЭПЧlуч, тыс.руб.

КЛЭПУ, тыс.руб.

КЛЭПУ, тыс.руб.

Разомкнутая сеть (вариант I)

Ж/бдвухцепные

АС-120/19

20,4

326,4

775,2

1214,2

Ж/бдвухцепные

АС-120/19

20,4

448,8

Ж/бдвухцепные

АС-150/24

17,8

231,4

Ж/бдвухцепные

АС-120/19

17,3

207,6

Сеть с замкнутым контуром (вариант II)

Ж/бодноцепные

АС-185/29

13,8

179,4

954,6

1199,4

Ж/бодноцепные

АС-185/29

13,8

303,6

Ж/бодноцепные

АС-120/19

13,1

Ж/бдвухцепные

АС-120/19

13,1

209,6

Ж/бодноцепные

АС-120/19

20,4

244,8

244,8

Таблица 11.2 — Капиталовложения на сооружение подстанций

Элемент сети

Стоимость

КП/СТУ, тыс.руб.

РЭС

п/ст1

п/ст2

п/ст3

п/ст4

Разомкнутая сеть (вариант I)

РУ на РЭС

х

x

;

;

;

;

1803.2

ОРУ на подстанции

;

;

;

;

;

типовая схема

;

2*36+4*2.4

2*36+4*11.5

2*36+4*11,5

2*5.4+4*2.4

дополнительные выключатели

;

;

;

;

;

трансформаторы

;

x

x

x

x

61.2

БК

;

;

x

x

x

постоянная часть затрат

;

Итого

279.4

265.8

Сеть с замкнутым контуром (вариант II)

РУ на РЭС

x

;

;

;

;

2001.8

ОРУ на подстанции

;

;

;

;

;

типовая схема

;

2*36+4*11,5

;

;

2*5.4+4*2.4

дополнительные выключатели

;

;

;

;

;

трансформаторы

;

x

x

x

x

БК

;

x

x

x

x

постоянная часть затрат

;

Итого

11.2 Определение ежегодных издержек на эксплуатацию электрической сети

Определяются технико-экономические показатели:

;

алэп=2,4%, ап/ст=6,4%, орлэп=0,4%, орп/ст=3,0%.

;.; Tґ=/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

Показатели

Вариант исполнения электрической сети:

Разомкнутая сеть

Сеть с замкнутым контуром

110 кВ

35 кВ

110кВ

35кВ

Капиталовложения, Ксети, тыс.руб.

2259,84

1181,04

3070,32

612,72

Отчисления на амортизацию Иа, тыс.руб.

107,42

54,52

150,68

27,46

Отчисления на обслуживание и ремонт Иор, тыс.руб.

43,61

21,73

62,33

10,74

Число часов использования максимума нагрузки Tм, ч

4656,14

4199,73

4706,03

3368,42

Время максимальных потерь ф, час

3045,37

2592,14

3097,12

1860,41

Годовое число часов использования максимума нагрузки T’м, ч

3374,37

2872,18

3431,71

2061,4

Годовое число часов использования максимума нагрузки T''м, ч

Стоимость 1 МВтЧч потерь электроэнергии З’э, тыс.руб./(МВтЧч)

1,44*10-2

1,5*10-2

1,4*10-2

1,75*10-2

Стоимость 1 МВтЧч потерь электроэнергии З''э, тыс.руб./(МВтЧч)

1,2*10-2

1,2*10-2

1,2*10-2

1,2*10-2

Таблица 11.4 — Потери электроэнергии в трансформаторах

№ П/ст

Кол-во тр-ров n, шт.

|Sнагрi|, МВ· А

Sномтрi,

МВА

ДPкз, МВт

ф, час

ДWтрiґ, МВтЧч

ДWтрУґ, МВтЧч

ДPхх,

МВт

T, ч

ДWтрiґґ, МВтЧч

ДWтрУґґ, МВтЧч

Разомкнутая сеть

25,3

0,115

2862,47

0,025

19,24

0,085

0,018

43,78

0,172

0,036

26,13

0,120

0,027

Сеть с замкнутым контуром

25,3

0,120

2862,47

0,027

43,78

0,172

0,036

26,13

0,120

0,027

19,24

0,085

0,018

;

Таблица 11.5 — Потери электроэнергии в воздушных ЛЭП

Участок сети

Кол-во цепей ЛЭП

|Sмакср| МВА

Uном, кВ

Rлэпi, Ом

ф, час

ДWлэпiґ, МВтЧч

ДWлэпУґ, МВтЧч

ДWлэпiґґ, МВтЧч

ДWлэпУґґ, МВтЧч

Разомкнутая сеть

12,65

1,619

2862,47

9,62

1,494

34,93

2,178

21,89

1,992

Сеть с замкнутым контуром

52,08

2,106

2862,47

42,99

3,564

26,78

4,98

17,01

3,984

9,62

1,494

Таблица 11.6 — Потери электроэнергии в батареях конденсаторов

Номер п/ст

ДWбкi', МВт ч

ДWбк?', МВт ч

Qбкi, Мвар

Тбк, ч

ДWбкi," МВт ч

ДWбк?," МВт ч

Разомкнутая сеть

;

;

50,4

2,4

50,4

2,4

50,4

256,2

9,8

205,8

Сеть с замкнутым контуром

;

;

256,2

2,4

50,4

9,8

205,8

2,4

50,4

50,4

11.3 Определение окончательного варианта исполнения электрической сети

Окончательный вариант исполнения сети выбирается исходя из следующих 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

Показатели

Вариант исполнения электрической сети

Разомкнутая сеть

Сеть с замкнутым контуром

110 кВ

35 кВ

110 кВ

35 кВ

Капиталовложения, Ксети, тыс.руб.

2259,84

1181,04

3070,32

Потери электроэнергии ДWґ, МВтЧч

Потери электроэнергии ДWґґ, МВтЧч

803,4

1360,2

1833,2

365,4

Затраты на возмещение потерь электроэнергии, Зпот, тыс.руб.

68,09

74,84

87,6

30,08

Ежегодные эксплуатационные издержки Исети, тыс.руб.

219,12

151,09

300,61

68,28

Приведенные затраты Зпр, тыс.руб.

783,12

810,86

Относительная разность приведенных затрат рассматриваемых вариантов DЗпр, %

3,54%

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.

12. Уточненный расчет компенсирующих устройств в электрической сети

электрическая сеть напряжение трансформатор

При минимальном режиме из-за снижения нагрузки можно отключить один из двух трансформаторов на двух трансформаторных подстанциях, если выполняется следующее условие:

12.1 Определение нескомпенсированной реактивной нагрузки

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

№ пст

Максимальный и послеаварийный режим

Минимальный режим

Кол-во тр-ров

ДPсттрi, МВт

ДQсттрi, Мвар

ДPмаксрмтрi МВт

ДPпаврмтрi МВт

ДQмаксрмтрi МВт

ДQпаврмтрi МВт

Кол-во тр-ров

ДPсттрi, МВт

ДQсттрi, Мвар

ДPмтрi, МВт

ДQмтрi, МВт

0,054

0,35

0,062

0,062

1,344

1,344

0,027

0,175

0,044

0,968

0,072

0,52

0,103

0,103

2,516

2,516

0,036

0,260

0,074

1,812

0,054

0,35

0,066

0,066

1,434

1,434

0,027

0,175

0,047

1,033

0,036

0,176

0,062

0,062

1,157

1,157

0,018

0,088

0,044

0,832

Определение расчетных нагрузок без учета компенсирующих устройств производится по следующей формуле:

Результаты расчетов приведены в таблице 12.2

Таблица 12.2 — Расчет расчетных нагрузок

№ пст

Рнагрi, МВт

Qнагрi,Мвар

ДPтрi, МВт

ДQтрi, Мвар

QсУ, Мвар

Sрi, МВА

Максимальный режим

12,5

0,116

1,964

0,22+0,32=0,54

22,116

+j

13,654

25,8

0,175

3,036

0,32+0,26=0,58

37,175

+j

28,256

22,2

0,120

1,784

0,26+0,37=0,63

23,120

+j

23,354

11,4

0,098

1,333

17,098

+j

12,733

Минимальный режим

13,2

7,5

0,071

1,143

0,22+0,32=0,54

13,271

+j

8,103

22,2

15,5

0,110

2,072

0,32+0,26=0,58

22,310

+j

16,992

13,8

13,3

0,071

1,208

0,26+0,37=0,63

13,871

+j

13,878

10,2

6,8

0,062

0,920

10,262

+j

7,720

Послеаварийный режим

12,5

0,116

1,694

0,22+0,32=0,54

22,116

+j

13,654

25,8

0,175

3,036

0,32+0,26=0,58

37,175

+j

28,256

22,2

0,120

1,784

0,26+0,37=0,63

23,120

+j

23,354

11,4

0,098

1,333

17,098

+j

12,733

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

Уч-ок

Sучi, МВА

Максимальный режим

Минимальный режим

Послеаварийный режим

44,21

+j

33,62

26,49

+j

20,06

;

38,22

+j

31,65

22,88

+j

18,97

82,41

+j

65,26

22,09

+j

19,97

13,22

+j

11,96

22,12

+j

13,65

15,09

+j

8,29

9,09

+j

5,03

59,29

+j

41,91

8,55

+j

6,37

5,13

+j

3,86

17,10

+j

12,73

В таблице 12.4 приведены результаты расчета нескомпенсированной реактивной нагрузки для максимального, минимального и послеаварийного режимов.

Таблица12.4 — Результаты расчета нескомпенсированной реактивной нагрузки

№ пст

Режим работы

максимальный

минимальный

послеаварийный

Qнагрi, Мвар

ДQтрi, Мвар

QнескпстiМвар

QнескпстУМвар

Qнагрi Мвар

Qнескпстi Мвар

QнескпстУ Мвар

Qнагрi Мвар

ДQтрi Мвар

Qнескпстi Мвар

QнескпстУ Мвар

12,5

1,694

14,194

67,014

7,5

1,143

8,643

40,723

12,5

1,694

14,194

67,014

25,8

3,036

28,836

15,5

2,072

17,572

25,8

3,036

28,836

22,2

1,784

23,984

13,3

1,208

14,508

22,2

1,784

23,984

11,4

1,333

12,733

12,733

6,8

0,920

7,720

7,720

11,4

1,333

12,733

12,733

12.2 Определение суммарной реактивной мощности компенсирующих устройств на основании точного расчета мощностей

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

ДPуч, МВт

Pнагрi, МВт

Rуч, Ом

ДPтрi, МВт

ДPтрУ, МВт

ДPлэпУ, МВт

PнагрУ, МВт

Pсети, МВт

Максимальный режим

55,54

0,537

2,106

0,116

0,411

1,725

88,24

49,62

0,725

3,564

0,120

29,78

0,365

4,980

0,175

17,22

0,098

;

3,984

;

10,66

0,554

1,494

0,098

0,098

0,554

18,5

Минимальный режим

33,23

0,192

13,2

2,106

0,071

0,252

0,619

49,2

52,53

29,72

0,260

13,8

3,564

0,071

17,83

0,131

22,2

4,980

0,110

10,39

0,036

;

3,984

;

6,42

0,201

10,2

1,494

0,062

0,062

0,201

10,2

10,97

Послеаварийный режим

105,12

3,255

3,564

0,120

0,411

5,269

91,78

25,99

0,278

4,980

0,116

72,61

1,736

3,984

0,175

21,32

1,109

2,988

0,098

0,098

1,109

19,06

Таблица 12.6 — Результаты расчета точного баланса реактивной мощности

Уч-ок

Uном, кВ

|Sучi|, МВА

ДQуч, Мвар

Qнагрi, Мвар

Xуч, Ом

ДQтрi, Мвар

ДQтрУ, Мвар

QcУ, Мвар

ДQлэпУ, Мвар

QнагрУ, Мвар

Qсети, Мвар

Qку, Мвар

Qип, Мвар

Максимальный режим

55,54

1,369

12,5

5,369

1,694

6,514

2,34

4,011

60,5

71,71

10,118

61,592

49,62

1,849

22,2

9,086

1,784

29,78

0,626

25,8

8,540

3,036

17,22

0,167

;

6,832

;

10,66

0,922

11,4

2,484

1,333

1,333

0,922

11,4

14,225

1,312

12,913

Минимальный режим

33,23

0,490

7,5

5,369

1,143

3,494

2,34

1,43

36,3

40,699

4,032

36,666

29,72

0,663

13,32

9,086

1,208

17,83

0,224

15,48

8,540

2,072

10,39

0,061

;

6,832

;

6,42

0,334

6,84

2,484

0,920

0,92

0,334

6,84

8,436

0,779

7,657

Послеаварийный режим

105,12

8,298

22,2

9,086

1,784

6,514

1,9

11,752

60,5

79,891

15,828

64,063

25,99

0,477

12,5

8,540

1,694

72,61

2,977

25,8

6,832

3,036

21,32

1,843

11,4

4,968

1,333

1,333

1,843

11,4

15,146

1,842

13,304

12.3 Расчет суммарных мощностей компенсирующих устройств

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

№ пст

Максимальный режим

Минимальный режим

Послеаварийный режим

QнескпстiМвар

QнескпстУМвар

Qку, Мвар

Qкуi, Мвар

QнескпстiМвар

QнескпстУМвар

Qку, Мвар

Qкуi, Мвар

QнескпстiМвар

QнескпстУМвар

Qку, Мвар

Qкуi, Мвар

14,194

67,014

10,118

2,143

8,643

40,723

4,034

0,856

14,194

67,014

15,828

3,353

28,836

4,354

17,572

1,740

28,836

6,811

23,984

3,621

14,508

1,436

23,984

5,665

12,733

12,733

1,312

1,312

7,720

7,72

0,779

0,779

12,733

12,733

1,842

1,842

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 конденсаторов

Кол — во батарей

конденсаторов nбк, шт.

Мощность, выдаваемая батареей Qбк, Мвар

Мощность, выдаваемая КУ Qстку=nбк x Qбк, Мвар

Максимальный режим

КС2−1,05−60

2,4

2,4

КС2−1,05−60

2,4

4,8

КС2−1,05−60

2,4

4,8

КС2−1,05−60

2,4

2,4

Минимальный режим

КС2−1,05−60

2,4

2,4

КС2−1,05−60

2,4

2,4

КС2−1,05−60

2,4

2,4

КС2−1,05−60

2,4

2,4

Послеаварийный режим

КС2−1,05−60

2,4

4,8

КС2−1,05−60

2,4

7,2

КС2−1,05−60

2,4

4,8

КС2−1,05−60

2,4

2,4

12.4 Корректировка нагрузки

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

+j

10,1

13,2

+j

5,1

+j

7,7

+j

22,2

+j

13,1

+j

18,6

+j

17,4

13,8

+j

10,9

+j

17,4

+j

10,2

+j

4,4

+j

13. Точный электрический расчет установившихся режимов работы электрической сети

Расчет потерь в стали и в меди для трансформаторов представлен в таблице13.1.

Таблица 13.1 — Расчет потерь в стали и в меди для трансформаторов

№ пст

Максимальный и послеаварийный режим

Минимальный режим

Кол-во тр-ров

ДPсттрi, МВт

ДQсттрi, Мвар

ДPмаксрмтрi МВт

ДPпаврмтрi МВт

ДQмаксрмтрi МВт

ДQпаврмтрi МВт

Кол-во тр-ров

ДPсттрi, МВт

ДQсттрi, Мвар

ДPмтрi, МВт

ДQмтрi, МВт

0,054

0,350

0,056

0,052

1,231

1,141

0,027

0,175

0,038

0,421

0,072

0,520

0,097

0,092

2,375

2,251

0,036

0,260

0,072

0,872

0,054

0,350

0,080

0,080

1,747

1,747

0,023

0,175

0,059

0,650

0,036

0,176

0,062

0,062

1,157

1,157

0,018

0,088

0,041

0,386

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 — Расчет расчетных нагрузок

№пст

Рнагрi, МВт

Qнагрi,Мвар

ДPтрi, МВт

ДQтрi, Мвар

QсУ, Мвар

Sрi, МВА

Максимальный режим

10,1

0,110

1,581

0,54

22,11

+j

11,14

0,169

2,895

0,58

37,17

+j

23,32

17,4

0,134

2,097

0,63

23,13

+j

18,87

0,098

1,333

17,10

+j

10,33

Минимальный режим

13,2

5,1

0,065

0,596

0,54

13,27

+j

5,16

22,2

13,1

0,108

1,132

0,58

22,31

+j

13,65

13,8

10,9

0,082

0,825

0,63

13,88

+j

11,10

10,2

4,4

0,059

0,474

10,26

+j

4,87

Послеаварийный режим

7,7

0,106

1,491

0,54

22,11

+j

8,65

18,6

0,164

2,771

0,58

37,16

+j

20,79

17,4

0,134

2,097

0,63

23,13

+j

18,87

0,098

1,333

17,10

+j

10,33

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

Участок

Sучi, МВА

Максимальный режим

Минимальный режим

Послеаварийный режим

38,04

+j

8,96

22,90

+j

5,42

;

;

;

11,92

+j

3,89

7,23

+j

1,67

19,592

+j

4,455

15,20

+j

1,25

9,08

+j

4,66

42,699

+j

10,580

13,06

+j

1,76

7,837

+j

0,964

26,120

+j

3,925

38,31

+j

7,38

22,926

+j

5,937

69,829

+j

19,844

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 13.2 — 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

39,021

+j

11,519

38,311

+j

9,403

0,281

1,98

6,68

12,191

+j

4,328

11,943

+j

3,886

0,241

2,35

5,99

15,517

+j

1,822

15,202

+j

1,253

0,233

2,27

5,78

26,865

+j

3,829

26,120

+j

3,523

0,805

3,11

5,34

39,398

+j

8,884

38,624

+j

7,947

0,306

2,16

7,29

Минимальный режим

23,489

+j

6,475

23,062

+j

5,548

0,281

1,98

6,68

7,386

+j

1,831

7,228

+j

1,669

0,241

2,35

5,99

9,293

+j

4,967

9,082

+j

4,664

0,233

2,27

5,78

16,121

+j

2,039

15,674

+j

1,929

0,805

3,11

5,34

23,627

+j

6,587

23,156

+j

6,241

0,306

2,16

7,29

Послеаварийный режим

20,021

+j

5,308

19,592

+j

4,455

0,241

2,35

5,99

44,048

+j

13,545

43,128

+j

11,433

0,233

2,27

5,78

27,614

+j

4,541

26,120

+j

3,925

0,402

6,23

10,68

72,645

+j

26,174

71,178

+j

22,808

0,306

2,16

7,29

Определение напряжения 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

№ узла

Напряжение в узле Ui, кВ

Максимальный режим

Минимальный режим

Послеаварийный режим

115,5

120,549

115,255

119,527

119,686

114,725

117,683

120,622

115,069

114,729

119,725

114,707

120,349

14. Выбор устройств регулирования напряжения в электрической 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

№ пст

Pпстi, МВт

Qпстi, Мвар

Rтрi, Ом

Xтрi, Ом

Ui, кВ

ДUтрi, кВ

Uжелннпстi, кВ

Uтр ном нн, кВ

Uтр ном вн, кВ

n

UтротвствнкВ

UтротвстннкВ

Максимальный режим

26,00

3,80

2,54

55,9

120,549

2,309

11,025

10,5

— 1

112,95

10,992

23,00

5,08

2,54

55,9

119,7686

2,863

11,025

10,5

— 2

110,91

11,060

27,00

3,77

2,54

55,9

120,622

2,315

11,025

10,5

— 1

112,95

10,998

26,00

2,54

2,54

55,9

119,725

1,740

11,025

10,5

— 1

112,95

10,968

Минимальный режим

15,6

3,04

2,54

55,9

115,255

1,82

10,5

10,5

— 1

112,95

10,545

13,8

0,77

2,54

55,9

114,725

0,68

10,5

10,5

115,00

10,413

16,2

5,30

2,54

55,9

115,069

2,93

10,5

10,5

— 1

112,95

10,424

15,6

1,53

2,54

55,9

114,707

1,09

10,5

10,5

— 1

112,95

10,562

Послеаварийный режим

19,50

3,80

2,54

55,9

119,527

2,19

11,025

10,5

— 2

110,91

11,109

23,00

5,08

2,54

55,9

117,683

2,91

11,025

10,5

— 3

108,86

11,070

27,00

7,57

2,54

55,9

114,729

4,29

11,025

10,5

— 5

104,77

11,069

26,00

2,54

2,54

55,9

120,349

1,73

11,025

10,5

— 1

112,95

11,027

Сравнение действительных значений напряжений на низкой стороне приведено в таблице 14.2.

Таблица 14.2 — Сравнение действительных значений напряжений на низкой стороне

№ пст

Максимальный режим, кВ

Минимальный режим, кВ

Послеаварийный режим, кВ

Uтротвстнн

Uжелннпстi

|Uтротвстнн-Uжелннпстi|

Uтротвстнн

Uжелннпстi

|Uтротвстнн-Uжелннпстi|

Uтротвстнн

Uжелннпстi

|Uтротвстнн-Uжелннпстi|

10,992

11,025

0,032

10,545

10,5

0,045

11,109

11,025

0,084

11,060

11,025

0,037

10,413

10,5

0,087

11,070

11,025

0,045

10,998

11,025

0,027

10,424

10,5

0,076

11,069

11,025

0,044

10,968

11,025

0,057

10,562

10,5

0,062

11,027

11,025

0,002

; - для U=11кВ;

— для U=10кВ;- для U=6кВ;

Так как все условия выполняются, то выбор ответвлений трансформаторов на подстанциях произведен правильно.

Список использованных источников

1. Ершевич, В. В. Справочник по проектированию электроэнергетических систем [Текст] / В. В. Ершевич, А. Н. Зейлигер, Г. А. Илларионов [и др.]; под ред. С. С. Рокотяна и И. М. Шапиро. — 3-е изд., перераб. и доп. — М.: Энергоатомиздат, 1985. — 352 с.

2. Гутов, И. А. Проектирование районной электрической сети [Текст]. В 3 ч. Ч. 1 и Ч. 2. Выбор варианта исполнения электрической сети и электрооборудования: метод. указания к курсовому проекту по дисциплине «Электрические сети» для студентов специальности 140 211 «Электроснабжение» / И. А. Гутов. — Барнаул: Изд-во АлтГТУ, 2010. — 71 с.

3. Гутов, И. А. Проектирование районной электрической сети [Текст]. В 3 ч. Ч 3. Расчеты установившихся режимов работы электрических сетей: методические указания к курсовому проекту по дисциплине «Электрические сети» для студентов специальности 140 211 «Электроснабжение» / И. А. Гутов. — Барнаул: Изд-во АлтГТУ, 2010. — 44 с.

4. Гутов, И. А. Электрические сети [Текст]: задания к курсовому проектированию для студентов специальности 140 211 «Электроснабжение (по отраслям)». — Барнаул.: Изд-во АлтГТУ, 2010. — 11 с.: ил.

Показать весь текст
Заполнить форму текущей работой

Сессия? Спокойно!