96923

Расчет режимов работы электрических сетей

Курсовая

Экономическая теория и математическое моделирование

Составить схему замещения электрической сети. Выполнить электрический расчет сети для режимов наибольших и наименьших нагрузок потребителей. Определить КПД сети для режима наибольших нагрузок. Выбрать положения регулировочных ответвлений трансформаторов двух подстанций сети, обеспечивающие напряжения на шинах низшего и среднего напряжения...

Русский

2015-10-12

4.03 MB

2 чел.

Министерство образования и науки Российской Федерации

ФГБОУ ВПО «Госуниверситет – УНПК»

Факультет «Новых технологий и автоматизации производства»

Кафедра «Электрооборудование и энергосбережение»

Пояснительная записка

к курсовому проекту

Тема: «Расчет режимов работы электрических сетей»

по дисциплине «Электрооборудование источников энергии, электрических сетей и промышленных предприятий»

                                                                 Выполнил студент группы 31-ЭО:     

                                 А. Ю. Хохлов

                                                   Проверил преподаватель:    

                              А.Н.Качанов

                                                    Оценка    ______________                                                                                                                                       

Орел, 2015 г.

Министерство образования и науки Российской Федерации

ФГБОУ ВПО «Госуниверситет – УНПК»

Кафедра «Электрооборудование и энергосбережение»

                                                «Утверждаю»

                                                                               Зав. кафедрой, д.т.н., профессор

                                                                              ______________    А.Н.Качанов

«11» февраля 2014 г.

Задание

на курсовое проектирование

по дисциплине «Электрооборудование источников энергии, электрических сетей и промышленных предприятий»

Тема: «Расчет режимов работы электрических сетей»

(Задание № 5, Вариант № 4)

Задание №5

Электроснабжение потребителей электроэнергии осуществляется от шин 110 кВ подстанции "В" энергосистемы черев подстанции 1-4 районной электрической сети, на каждой из которых установлено по два трансформатора. Схема электрической сети дана на рис.5[1]. Исходные данные о наибольших нагрузках потребителей со стороны шин среднего и низшего напряжения подстанций - Pi, Qi и P/i , Q/i, напряжении на шинах подстанции "В" – в режиме наибольших нагрузок, параметрах отдельных элементов сети (номинальной мощности трансформаторов - Sнi, длине - li,  сечении - Fi воздушных линий, выполненных проводами марки АС и AСO) приведены в табл.5[1]. Наименьшая нагрузка потребителей составляет 45 %. от наибольшей нагрузки. Напряжение на шинах подстанции "В" в режиме наименьших нагрузок составляет 1,04 Uн.

Составить схему замещения электрической сети. Выполнить электрический расчет сети для режимов наибольших и наименьших нагрузок потребителей. Определить КПД сети для режима наибольших нагрузок. Выбрать положения регулировочных ответвлений трансформаторов двух подстанций сети, обеспечивающие напряжения на шинах низшего и среднего напряжения в режимах наибольших и наименьших нагрузок в пределах, указанных в табл.5. На листе №1 привести электрическую схему, результаты расчетов, а на листе №2 план и разрез по линии силового трансформатора, для одной из подстанций, по согласованию с преподавателем. Используя результаты расчетов, выбрать оборудование подстанции.

Рисунок 1. Схема электрической сети[1].

Таблица 1. Исходные данные [1]

Вариант

Элемент

Исходные данные

li

Fi

SHi

UA

Pi

Qi

Uмакс-Uмин

км

мм2

МВ·А

кВ

МВт

Мвар

кВ

1

1

30

300

25

124

30/15

16/8

37,1-36,3

2

35

240

6,3

7/3

4/1,5

6,5-6,2

3

25

185

6,3

9

5

4

10

95

6,3

10

5

5

10

95

В числителе дана нагрузка со стороны шин СН, в знаменателе - нагрузка со стороны шин НН подстанции.

Задание выдал д.т.н., профессор                                    А. Н. Качанов                                                                                                            

                                                                                                   (подпись)                                                    

Дата выдачи задания «11» февраля 2014 г.

Задание получил студент                                           А. Ю. Хохлов                                                                                        

                                                                                          (подпись)                                                     

Дата получения задания «11» февраля 2014 г.

Содержание

  1.  Задание на курсовой проект 2
  2.  Схема замещения 7
  3.  Расчет режима максимальных нагрузок 8
    1.  Расчет трансформаторных подстанций 8

3.1.1.Расчет подстанции №4 8

3.1.2.Расчет подстанции №3 11

3.1.3.Расчет подстанции №2 14

3.1.4.Расчет подстанции №1 18

  1.  Расчет воздушных линий электропередач 22

3.2.1.Расчет воздушной линии №5 22

3.2.2.Расчет воздушной линии №4 24

3.2.3.Расчет воздушной линии №3 25

3.2.4.Расчет воздушной линии №2 26

3.2.5.Расчет воздушной линии №1 27

3.3. Расчет кольцевой схемы 28

3.3.1. Расчет распределения потоков мощности без учета потерь на участках линий 28

3.3.2. Расчет распределения потоков мощности с учетом потерь на участках линий 30

3.4. Расчет напряжений в узлах и потерь напряжений 31

3.4.1. Потери напряжения в кольцевой схеме 31

3.4.2. Потери напряжения на подстанции №1 32

3.4.3. Потери напряжения в воздушной линии №4 33

3.4.4. Потери напряжения на подстанции №3 33

3.4.5. Потери напряжения на подстанции №2 34

3.4.6. Потери напряжения в воздушной линии №5 35

3.4.7. Потери напряжения на подстанции №4 35

3.5. Расчет КПД электрической сети в режиме наибольших нагрузок 36

4. Расчет режима наименьших нагрузок 36

  1.  Расчет трансформаторных подстанций 36

4.1.1.Расчет подстанции №4 36

4.1.2.Расчет подстанции №3 37

4.1.3.Расчет подстанции №2 38

4.1.4.Расчет подстанции №1 40

  1.  Расчет воздушных линий электропередач 42

4.2.1.Расчет воздушной линии №5 42

4.2.2.Расчет воздушной линии №4 42

4.3. Расчет кольцевой схемы 43

4.3.1. Расчет распределения потоков мощности без учета потерь на участках линий 43

4.3.2. Расчет распределения потоков мощности с учетом потерь на участках линий 45

4.4. Расчет напряжений в узлах и потерь напряжений 45

4.4.1. Потери напряжения в кольцевой схеме 46

4.4.2. Потери напряжения на подстанции №1 46

4.4.3. Потери напряжения в воздушной линии №4 48

4.4.4. Потери напряжения на подстанции №3 48

4.4.5. Потери напряжения на подстанции №2 49

4.4.6. Потери напряжения в воздушной линии №5 50

4.4.7. Потери напряжения на подстанции №4 50

  1.  Регулировочные положения ответвлений трансформаторов 51
    1.  Расчет подстанции №1 51
    2.  Расчет подстанции №3 52
  2.  Оборудование подстанции №2 52
    1.  Краткая характеристика оборудования 52
    2.  Спецификация 55

Вывод 56

Список используемой литературы 59

2. Схема замещения.

Электрическая сеть – совокупность электроустановок для передачи и распределения электроэнергии на определенной территории, состоящая из подстанций, распределительных устройств, токопроводов, воздушных и кабельных линий электропередачи, аппаратуры защиты и управления[2].

Схема замещения сети составляется для выполнения расчетов ее рабочих режимов. Каждый элемент в ней может отражаться несколькими подэлементами, отражающими определенное явление. При построении схемы замещения производят следующие эквивалентные замены:

- ЛЭП представляется сопротивлением и емкостями в начале и конце линии;

- двухобмоточный трансформатор – сопротивлением;

- трехобмоточный   трансформатор   –   тремя  сопротивлениями,  включенными         Т - образно[3].  

Рис 2. Схема замещения электрической сети.

3. Расчет режима максимальных нагрузок.

3.1. Расчет трансформаторных подстанций.

3. 1. 1. Расчет подстанции №4.

     

                        а                                                                 б

Рис. 3. Принципиальная схема (а) и схема замещения (б) подстанции №4

Из таблицы 1[1] исходных данных известно:

Sном4 = 6,3 МВ·А;  P4 = 10 МВт;  Q4 = 5 Мвар

Так как на подстанции установлено два трансформатора, то номинальная мощность каждого из них находится по следующей формуле[4]:

МВ·А,

где Sном4 – номинальная мощность подстанции №4, МВ·А;

n – количество трансформаторов;

kЗ – коэффициент загрузки (0,7 – в нормальном режиме, 1,4 – в аварийном).

Принимаем Sном.тр.4 = 6300 кВ∙А

Используя справочную литературу [5], выбираем трансформатор ТМН - 6300 со следующими паспортными данными

Таблица 2. Паспортные данные трансформатора ТМН – 6300

Тип

Uвн, кВ

Uнн, кВ

Uк, %

Pк, кВт

Pх, кВт

Iх, %

ТМН – 6300

110

6

10,5

44

11,5

0,8

ТМН – 6300 – трехфазный двухобмоточный трансформатор с масляным охлаждением, с естественной циркуляцией воздуха и масла, номинальной мощностью 6300 кВ∙А, напряжением 110 кВ.

Определяем коэффициенты загрузки трансформаторов для номинальной мощности:

Коэффициент загрузки в нормальном режиме:

Коэффициент загрузки в аварийном режиме (один из трансформаторов отключен):

Определяем коэффициенты загрузки трансформаторов для расчетной мощности:

Для этого определим расчетную мощность подстанции №4:

МВ∙А

Коэффициент загрузки в нормальном режиме:

Коэффициент загрузки в аварийном режиме (один из трансформаторов отключен):

В аварийном режиме необходимо отключение потребителей III категории надежности с целью снижения нагрузки трансформатора.

Расчет сопротивления одного трансформатора[2]:

Активное сопротивление трансформатора:

Ом,

где ΔPк – потери короткого замыкания, кВт;

Uном – номинальное значение напряжения обмотки ВН трансформатора, кВ;

Sном.тр.4    –   номинальное   значение   мощности   трансформатора   на   подстан –

ции №4, МВ·А.

Реактивное (индуктивное) сопротивление трансформатора представляет собой сумму индуктивного сопротивления рассеяния первичной обмотки и приведенного к ней сопротивления вторичной обмотки. Находится индуктивное сопротивление по следующей формуле [2]:

Ом,

где Uк% - напряжение короткого замыкания, % от Uном.

При параллельной работе n одинаковых трансформаторов их эквивалентное сопротивление уменьшается в n раз.

Сопротивление для нормально работающих трансформаторов:

Активное сопротивление:

Ом

Реактивное (индуктивное) сопротивление:

Ом

Полное сопротивление двух параллельно работающих трансформаторов:

Ом

Потери, связанные с намагничиванием стали, определяются приложенным напряжением и в первом приближении могут быть приняты неизменными и равными потерям мощности на холостом ходу.

Потери в стали (потери холостого хода) для одного трансформатора[2]:

МВ·А,

где ΔPх – потери активной мощности на холостом ходе, кВт;

ΔQх – потери реактивной мощности на холостом ходе, Мвар;

Ix% - ток холостого хода, % от Iном.

При параллельной работе n одинаковых трансформаторов потери на намагничивание стали увеличиваются в n раз.

Потери в стали для нормально работающих трансформаторов:

МВ·А

Потери мощности в трансформаторах[6]:

 

МВ·А

где ΔP4 – потери активной мощности на нагревание обмоток трансформатора, зависящие от тока нагрузки, кВт;

ΔQ4 – потери реактивной мощности, вызванные рассеянием магнитного потока в трансформаторе и зависящие от квадрата тока нагрузки, Мвар.

Мощность на выходе подстанции №4:

МВ·А

Мощность на входе подстанции №4 (без учета потерь в стали):

МВ·А

Мощность на входе подстанции №4 с учетом потерь в трансформаторах:

МВ·А

3. 1. 2. Расчет подстанции №3

                                 а                                                               б

Рис. 4. Принципиальная схема (а) и схема замещения (б) подстанции №3

Из таблицы 1[1] исходных данных известно:

Sном3 = 6,3 МВ·А; P3 = 9 МВт; Q3 = 5 Мвар

Так как на подстанции установлено два трансформатора, то номинальная мощность каждого из них находится по следующей формуле[4]:

МВ·А,

где Sном3 – номинальная мощность подстанции №3, МВ·А.

Принимаем Sном.тр.3 = 6300 кВ∙А

Используя справочную литературу[5], выбираем трансформатор ТМН-6300 со следующими паспортными данными

Таблица 3. Паспортные данные трансформатора ТМН-6300

Тип

Uвн, кВ

Uнн, кВ

Uк, %

Pк, кВт

Pх, кВт

Iх, %

ТМН - 6300

110

6

10,5

44

11,5

0,8

ТМН – 6300 – трехфазный двухобмоточный трансформатор с масляным охлаждением, с естественной циркуляцией воздуха и масла, номинальной мощностью 6300 кВ∙А, напряжением 110 кВ.

Определяем коэффициенты загрузки трансформаторов для номинальной мощности:

Коэффициент загрузки в нормальном режиме:

Коэффициент загрузки в аварийном режиме (один из трансформаторов отключен):

Определяем коэффициенты загрузки трансформаторов для расчетной мощности:

Для этого определим расчетную мощность подстанции №3: МВ∙А

Коэффициент загрузки в нормальном режиме:

Коэффициент загрузки в аварийном режиме (один из трансформаторов отключен):

В аварийном режиме необходимо отключение потребителей III категории надежности с целью снижения нагрузки трансформатора.

Расчет сопротивления одного трансформатора[2]:

Активное сопротивление трансформатора:

Ом,

где ΔPк – потери короткого замыкания, кВт;

Uном – номинальное значение напряжения обмотки ВН трансформатора, кВ;

Sном.тр.4    –   номинальное   значение   мощности   трансформатора   на   подстан –

ции №4, МВ·А.

Реактивное (индуктивное) сопротивление трансформатора представляет собой сумму индуктивного сопротивления рассеяния первичной обмотки и приведенного к ней сопротивления вторичной обмотки. Находится индуктивное сопротивление по следующей формуле [2]:

Ом,

где Uк% - напряжение короткого замыкания, % от Uном.

При параллельной работе n одинаковых трансформаторов их эквивалентное сопротивление уменьшается в n раз.

Сопротивление для нормально работающих трансформаторов:

Активное сопротивление:

Ом

Реактивное (индуктивное) сопротивление:

Ом

Полное сопротивление двух параллельно работающих трансформаторов:

Ом

Потери, связанные с намагничиванием стали, определяются приложенным напряжением и в первом приближении могут быть приняты неизменными и равными потерям мощности на холостом ходу.

Потери в стали (потери холостого хода) для одного трансформатора[2]:

МВ·А,

где ΔPх – потери активной мощности на холостом ходе, кВт;

ΔQх – потери реактивной мощности на холостом ходе, Мвар;

Ix% - ток холостого хода, % от Iном.

При параллельной работе n одинаковых трансформаторов потери на намагничивание стали увеличиваются в n раз.

Потери в стали для нормально работающих трансформаторов:

МВ·А

Потери мощности в трансформаторах[6]:

 

МВ·А

где ΔP4 – потери активной мощности на нагревание обмоток трансформатора, зависящие от тока нагрузки, кВт;

ΔQ4 – потери реактивной мощности, вызванные рассеянием магнитного потока в трансформаторе и зависящие от квадрата тока нагрузки, Мвар.

Мощность на выходе подстанции №4:

МВ·А

Мощность на входе подстанции №4 (без учета потерь в стали):

МВ·А

Мощность на входе подстанции №4 с учетом потерь в трансформаторах:

МВ·А

3. 1. 3. Расчет подстанции №2

      

Рис. 5. Принципиальная схема подстанции №2

Рис. 6. Схема замещения подстанции №2.

Из таблицы 1[1] исходных данных известно:

Sном2 = 6,3 МВ·А; P2 = 7/3 МВт; Q2 = 4/1,5 Мвар

Так как на подстанции установлено два трансформатора, то номинальная мощность каждого из них находится по следующей формуле[4]:

МВ·А,

где Sном2 – номинальная мощность подстанции №2, МВ·А.

Принимаем Sном.тр.2 = 16000 кВ∙А

Используя справочную литературу[5], выбираем трансформатор ТДТ-16000/110 со следующими паспортными данными

Таблица 4.Паспортные данные трансформатора ТДТ – 16000/110

Тип

Uвн,

кВ

Uсн,

кВ

Uнн,

кВ

Uк,

%

Pк,

кВт

Pх,

кВт

Iх,

%

ТМТН-6300

110

35, 10

10, 6

10,5 / 17 / 6

58

14

1,2

 

ТМН-6300/110 - Трансформатор силовой масляный трехфазный двухобмоточный с естественной циркуляцией воздуха и масла, с регулированием напряжения под нагрузкой (РПН) предназначен для преобразования и поддержания заданного уровня напряжения в распределительных сетях общего назначения 110 кВ. Климатическое исполнение и категория размещения по ГОСТ 15150-90 – У1. Допустимая высота установки над уровнем моря до 1000 м.

Определяем коэффициенты загрузки трансформаторов для номинальной мощности:

Коэффициент загрузки в нормальном режиме:

Коэффициент загрузки в аварийном режиме (один из трансформаторов отключен):

Определяем коэффициенты загрузки трансформаторов для расчетной мощности:

Для этого определим расчетную мощность подстанции №2:

МВ∙А

Коэффициент загрузки в нормальном режиме:

Коэффициент загрузки в аварийном режиме (один из трансформаторов отключен):

Так как коэффициент загрузки для расчетной и номинальной мощности в нормальном и аварийном режиме оказался меньше требуемых значений (0,7 – для нормального режима, 1,4 – для аварийного), то возможно подключение дополнительных потребителей.

Расчет сопротивления одного трансформатора[2]:

Активное сопротивление трёхобмоточного трансформатора:

Ом,

где Sном.тр.2  –  номинальное  значение  мощности  трансформатора  на  подстанции №2, МВ∙А.

При определении индуктивных сопротивлений обмоток следует иметь в виду, что в паспортных данных трехобмоточных трансформаторов напряжения короткого замыкания указываются для пар обмоток: Uк(В–С), Uк(В–Н), Uк(С–Н).

Напряжения короткого замыкания отдельных обмоток находятся по следующим формулам:

%

%

%

Реактивное (индуктивное) сопротивление обмоток трехобмоточного трансформатора:

Ом

Индуктивное сопротивление обмотки СН благодаря взаимному влиянию соседних обмоток обычно близко к нулю, либо имеет небольшое отрицательное значение, соответствующее емкостному сопротивлению и принимаемое при расчетах равным нулю:

Ом

Ом

Сопротивление для нормально работающих трансформаторов:

Активное сопротивление:

Ом

Реактивное (индуктивное) сопротивление:

Ом

Ом

Ом

Полное сопротивление:

Ом

Ом

Ом

Потери в стали (потери холостого хода) для одного трансформатора[2]:

МВ·А,

Потери в стали для нормально работающих трансформаторов:

МВ·А

Потери мощности в трансформаторах[6]:

Потери мощности в обмотках СН:

МВ·А

Потери мощности в обмотках НН:

МВ·А

Мощность на выходах подстанции №2:

Мощность на выходе обмотки СН:

МВ·А

Мощность на выходе обмотки НН:

МВ·А

Мощность на входах обмоток трансформатора с учетом потерь в обмотках:

Мощность на входе обмотки СН:

МВ·А

Мощность на входе обмотки НН:

МВ·А

Мощность на выходе обмотки ВН:

МВ·А

Потери мощности в обмотках ВН:

МВ·А

Мощность на входе подстанции №2 (без учета потерь в стали):

МВ·А

Мощность на входе подстанции №2 с учетом потерь в трансформаторах:

МВ·А

3. 1. 4. Расчет подстанции №1

      

Рис. 7. Принципиальная схема подстанции №1

Рис. 8. Схема замещения подстанции №1.

Из таблицы 1[1] исходных данных известно:

Sном1 = 25 МВ·А; P1 = 30/15 МВт; Q1 = 16/8 Мвар

Так как на подстанции установлено два трансформатора, то номинальная мощность каждого из них находится по следующей формуле[4]:

МВ·А,

где Sном1 – номинальная мощность подстанции №1, МВ·А.

Принимаем Sном.тр.1 = 25000 кВ∙А

Используя справочную литературу[5], выбираем трансформатор ТДТН-25000 со следующими паспортными данными

Таблица 5. Паспортные данные трансформатора ТДТН – 6300/110

Тип

Uвн,

кВ

Uсн,

кВ

Uнн,

кВ

Uк,

%

Pк,

кВт

Pх,

кВт

Iх,

%

ТДТН-25000

110

35, 10

10, 6

10,5 / 17,5 / 6,5

140

31

0,7

ТДТН – 25000 – трехфазный трехобмоточный трансформатор с масляным охлаждением, с принудительной циркуляцией воздуха и естественной циркуляцией масла, с устройством регулирования напряжения под нагрузкой (РПН), номинальной мощностью 25000 кВ∙А, напряжением 110 кВ.

Определяем коэффициенты загрузки трансформаторов для номинальной мощности:

Коэффициент загрузки в нормальном режиме:

Коэффициент загрузки в аварийном режиме (один из трансформаторов отключен):

Определяем коэффициенты загрузки трансформаторов для расчетной мощности:

Для этого определим расчетную мощность подстанции №1:

МВ∙А

Коэффициент загрузки в нормальном режиме:

Коэффициент загрузки в аварийном режиме (один из трансформаторов отключен):

Так как коэффициент загрузки для расчетной и номинальной мощности в нормальном и аварийном режиме оказался меньше требуемых значений (0,7 – для нормального режима, 1,4 – для аварийного), то возможно подключение дополнительных потребителей.

Расчет сопротивления одного трансформатора[2]:

Активное сопротивление трехобмоточного трансформатора:

Ом

где Sном.тр.1 – номинальное значение мощности трансформатора на подстан –
ции №1, МВ∙А.

Напряжения короткого замыкания отдельных обмоток находятся по следующим формулам:

%

%

%

Реактивное (индуктивное) сопротивление обмоток трехобмоточного трансформатора:

Ом

Ом

Ом

Сопротивление для нормально работающих трансформаторов:

Активное сопротивление:

Ом

Реактивное (индуктивное) сопротивление:

Ом

Ом

Ом

Полное сопротивление:

Ом

Ом

Ом

Потери в стали (потери холостого хода) для одного трансформатора[2]:

МВ·А,

Потери в стали для нормально работающих трансформаторов:

МВ·А

Потери мощности в трансформаторах[6]:

Потери мощности в обмотках СН:

МВ·А

Потери мощности в обмотках НН:

МВ·А

Мощность на выходах подстанции №1:

Мощность на выходе обмотки СН:

МВ·А

Мощность на выходе обмотки НН:

МВ·А

Мощность на входах обмоток трансформатора учетом потерь в обмотках:

Мощность на входе обмотки СН:

МВ·А

Мощность на входе обмотки НН:

МВ·А

Мощность на выходе обмотки ВН:

МВ·А

Потери мощности в обмотках ВН:

МВ·А

Мощность на входе подстанции №1 (без учета потерь в стали):

МВ·А

Мощность на входе подстанции №1 с учетом потерь в трансформаторах:

МВ·А

3.2. Расчет воздушных линий электропередач.

3.2.1. Расчет воздушной линии №5 (двухцепная).

 

 

Рис. 9. Схема замещения ЛЭП №5

Исходные данные представлены в таблице 6.

Используя справочную литературу[5], находим каталожные данные провода

АС-120.

Таблица 6. Каталожные данные ВЛЭП Uном = 110 кВ

Тип

Сечение F,мм2

Длина

l,км

U, кВ

r0, Ом/км

x0, Ом/км

b0, Cм/км10-6

АС - 95

95

10

115

0,306

0,434

0,0255

Активное сопротивление линии электропередачи №5[7]:

Ом,

где r0 – погонное активное сопротивление воздушной линии №5, Ом/км;

l5 – длина воздушной линии №5, км.

Реактивное (индуктивное) сопротивление линии электропередач обусловлено переменным магнитным полем, которое наводит в проводнике электродвижущую силу (ЭДС), обратную направлению тока, вызывающего ее, - ЭДС самоиндукции. Сопротивление току, обусловленное противодействием ЭДС самоиндукции, называется реактивным (индуктивным) сопротивлением[8].

Ом,

где x0 – погонное индуктивное сопротивление воздушной линии №5, Ом/км.

Полное сопротивление воздушной линии №5:

Ом

Реактивная (емкостная) проводимость в ЛЭП обусловлена действием электростатического поля в диэлектрике, окружающем токоведущие элементы линий[8]:

См,

где b0 – погонная емкостная проводимость воздушной линии №5, См/км.

Наличие емкостной проводимости в ЛЭП приводит к образованию зарядных токов, а, следовательно, и реактивной мощности, генерируемой линией, которая определяется по выражению[8]:

Мвар

Мощность в конце линии[7]:

МВ·А

Потери мощности в продольном сопротивлении линии[8]:

Потери активной мощности на участке ЛЭП обусловлены активными сопротивлениями проводов и кабелей, а также несовершенством их изоляций.

Потери реактивной мощности на участке ЛЭП обусловлены индуктивными сопротивлениями проводов и кабеле.

МВ·А

Мощность в начале линии с учетом потерь[7]:

МВ·А

3.2.2. Расчет воздушной линии №4 (двухцепная).

Рис. 10. Схема замещения ЛЭП №4

Исходные данные представлены в таблице 7.

Используя справочную литературу [5], находим паспортные данные провода

АС-120.

Таблица 7. Каталожные данные ВЛЭП Uном = 110 кВ

Тип

Сечение F,мм2

Длина

l,км

U, кВ

r0, Ом/км

x0, Ом/км

b0, Cм/км10-6

АС - 95

95

10

115

0,306

0,434

2,61

Активное сопротивление[7]:

Ом,

где r0 – погонное активное сопротивление воздушной линии №4, Ом/км;

l4 – длина воздушной линии №4, км.

Реактивное (индуктивное) сопротивление[7]:

Ом,

где x0 – погонное индуктивное сопротивление воздушной линии №4, Ом/км.

Полное сопротивление:

Ом

Реактивная (емкостная) проводимость[7]:

См,

где b0 – погонная емкостная проводимость воздушной линии №4, См/км.

Реактивная мощность, генерируемая линией[7]:

Мвар

Мощность в конце линии [7]:

МВ·А

Потери мощности в продольном сопротивлении линии[7]:

МВ·А

Мощность в начале линии[7]:

МВ·А

3.2.3. Расчет воздушной линии №3 (одноцепная).

Исходные данные представлены в таблице 8.

Используя справочную литературу [5], находим паспортные данные провода

АС-150.

Таблица 8. Каталожные данные ВЛЭП Uном = 110 кВ

Тип

Сечение F,мм2

Длина

l,км

U, кВ

r0, Ом/км

x0, Ом/км

b0, Cм/км10-6

АС - 185

185

25

115

0,162

0,413

2,75

Активное сопротивление[7]:

Ом,

где r0 – погонное активное сопротивление воздушной линии №3, Ом/км;

l3 – длина воздушной линии №3, км.

Реактивное (индуктивное) сопротивление[7]:

Ом,

где x0 – погонное индуктивное сопротивление воздушной линии №3, Ом/км.

Полное сопротивление:

Ом

Реактивная (емкостная) проводимость[7]:

См,

где b0 – погонная емкостная проводимость воздушной линии №3, См/км.

Реактивная мощность, генерируемая линией[7]:

Мвар

3.2.4. Расчет воздушной линии №2 (одноцепная).

Исходные данные представлены в таблице 9.

Используя справочную литературу [5], находим паспортные данные провода

АС-240.

Таблица 9. Каталожные данные ВЛЭП Uном = 110 кВ

Тип

Сечение F, мм2

Длина

l,км

U, кВ

r0, Ом/км

x0, Ом/км

b0, Cм/км10-6

АС - 240

240

35

115

0,12

0,405

2,81

Активное сопротивление[7]:

Ом,

где r0 – погонное активное сопротивление воздушной линии №2, Ом/км;

l2 – длина воздушной линии №2, км.

Реактивное (индуктивное) сопротивление[7]:

Ом

где x0 – погонное индуктивное сопротивление воздушной линии №2, Ом/км.

Полное сопротивление:

Ом

Реактивная (емкостная) проводимость[7]:

См,

где b0 – погонная емкостная проводимость воздушной линии №2, См/км.

Реактивная мощность, генерируемая линией[7]:

Мвар

3.2.5. Расчет воздушной линии №1 (одноцепная).

Исходные данные представлены в таблице 10.

Используя справочную литературу [5], находим паспортные данные провода

АС-185.

Таблица 10. Каталожные данные ВЛЭП Uном = 110 кВ.

Тип

Сечение F, мм2

Длина

l,км

U, кВ

r0, Ом/км

x0, Ом/км

b0, Cм/км10-6

АС - 300

300

30

115

0,098

0,429

2,64

Активное сопротивление[7]:

Ом,

где r0 – погонное активное сопротивление воздушной линии №1, Ом/км;

l1 – длина воздушной линии №1, км.

Реактивное (индуктивное) сопротивление[7]:

Ом

где x0 – погонное индуктивное сопротивление воздушной линии №1.

Полное сопротивление воздушной линии:

Ом

Реактивная (емкостная) проводимость[7]:

См,

где b0 – погонная емкостная проводимость воздушной линии №1, См/км.

Реактивная мощность, генерируемая линией[7]:

Мвар

3.3. Расчет кольцевой схемы.

3.3.1. Расчет распределения потоков мощности без учета потерь на участках линий.

Схема замещения кольцевой схемы приведена на рисунке 11.

Рис. 11. Схема замещения кольцевой схемы.

Результаты, полученные при расчете подстанций и воздушных линий:

Мвар                       Мвар                    Мвар

Мвар                       Мвар                     МВ∙А

МВ∙А       МВ∙А        МВ∙А

Ом                 Ом            Ом

Определим потокораспределение в кольцевой схеме. Для этого сделаем разрез по источнику питания, при этом кольцевая линия будет преобразована в линию с двухсторонним питанием (рис. 12) [2].

Рис. 12. Развернутая кольцевая схема.

Предварительно на расчетной схеме произвольно укажем направления потоков SAB, SBC, SAC, считая, что потери мощности на участках равны нулю[2].

Найдем мощности нагрузок в точках В и С[2]:

МВ∙А

МВ∙А

Формулы для определения приближенного потокораспределения в линии с двусторонним питанием[2]:

МВ·А

МВ·А

МВ∙А

Данные выражения определяют потокораспределение в линии с двусторонним питанием без учета потерь мощности[2].

Проверка[2]:

МВ∙А

МВ∙А

Таким образом, точка В является точкой потокораздела мощностей (Точка потокораздела мощностей – точка сети, в которой потоки мощности направлены встречно друг другу [2]) (Рисунок 13).

 

Рис. 13. Развернутая кольцевая схема с указанной точкой потокораздела мощностей.

3.3.2. Расчет распределения потоков мощности с учетом потерь на участках линий.

Развернутая кольцевая схема представлена на рисунке 14.

Рис. 14. Развернутая кольцевая схема с учетом потерь мощности на линиях.

Потери мощности на участках линий[8]:

Потери мощности на участке AB:

МВ∙А

Потери мощности на участке ВС:

МВ∙А

Потери мощности на участке СА′′:

МВ∙А

Мощность на входе воздушной линии №1:

МВ∙А

Мощность на входе воздушной линии №3:

МВ∙А

Мощность на входе воздушной линии №2:

МВ∙А

Мощность на шинах 110кВ подстанции «В»:

МВ∙А

3.4. Расчет напряжений в узлах схем и потерь напряжений.

Напряжение на шинах п/с «В»:

кВ

3.4.1. Потери напряжения в кольцевой схеме:

Рис. 15. Потери напряжения в кольцевой схеме.

Потери напряжения на участке AВ (Потери напряжения на участке линии –алгебраическая разность модулей напряжений, действующих на концах ЛЭП[8]):

кВ

Напряжение в конце воздушной линии №1 в точке В[2]:

кВ

Потери напряжения на участке СА′[2]:

кВ

Напряжение в конце воздушной линии №2 в точке С[2]:

кВ

Потери напряжения на участке ВС′[2]:

кВ

3.4.2. Потери напряжения на подстанции №1:

Рис. 16. Потери напряжения на подстанции №1

На стороне ВН:

Потери напряжения в трехобмоточном трансформаторе в обмотке ВН[8]:

кВ

Напряжение на выходе обмотки ВН трехобмоточного трансформатора[8]:

кВ

На стороне СН:

Потери напряжения в трехобмоточном трансформаторе в обмотке СН[8]:

кВ

Приведенное к обмотке ВН значение напряжения обмотки СН[8]:

кВ

Коэффициент трансформации трансформатора[8]:

Напряжение на выходе обмотки СН трехобмоточного трансформатора[8]:

кВ

На стороне НН:

Потери напряжения в трехобмоточном трансформаторе в обмотке НН[8]:

кВ

Приведенное к обмотке ВН значение напряжения обмотки НН[8]:

кВ

Коэффициент трансформации трансформатора[8]:

Напряжение на выходе обмотки НН трехобмоточного трансформатора[8]:

кВ

3.4.3. Потери напряжения в воздушной линии №4:

Рис. 17. Потери напряжения в воздушной линии №4

Потери напряжения в воздушной линии №4[2]:

кВ

Напряжение на выходе воздушной линии №4[2]:

кВ

3.4.4. Потери напряжения на подстанции №3:

Рис. 18. Потери напряжения на подстанции №3

Потери напряжения в двухобмоточном трансформаторе[8]:

кВ

Приведенное к обмотке ВН значение напряжения обмотки НН[8]:

кВ

Коэффициент трансформации трансформатора[8]:

Напряжение на выходе подстанции №3[8]:

кВ

3.4.5. Потери напряжения на подстанции №2:

Рис. 19. Потери напряжения на подстанции №2.

На стороне ВН:

Потери напряжения в трехобмоточном трансформаторе в обмотке ВН[8]:

кВ

Напряжение на выходе обмотки ВН трехобмоточного трансформатора[8]:

кВ

На стороне СН:

Потери напряжения в трехобмоточном трансформаторе в обмотке СН[8]:

кВ

Приведенное к обмотке ВН значение напряжения обмотки СН[8]:

кВ

Коэффициент трансформации трансформатора[8]:

Напряжение на выходе обмотки СН трехобмоточного трансформатора[8]:

кВ

На стороне НН:

Потери напряжения в трехобмоточном трансформаторе в обмотке НН[8]:

кВ

Приведенное к обмотке ВН значение напряжения обмотки НН[8]:

кВ

Коэффициент трансформации трансформатора[8]:

Напряжение на выходе обмотки НН трехобмоточного трансформатора[8]:

кВ

3.4.6. Потери напряжения в воздушной линии №5:

Рис. 20. Потери напряжения в воздушной линии №5

Потери напряжения в воздушной линии №5[2]:

кВ

Напряжение на выходе воздушной линии №5[2]:

кВ

3.4.7. Потери напряжения на подстанции №4:

Рис. 21. Потери напряжения на подстанции №4

Потери напряжения в двухобмоточном трансформаторе[8]:

кВ

Приведенное к обмотке ВН значение напряжения обмотки НН[8]:

кВ

Коэффициент трансформации трансформатора[8]:

Напряжение на выходе подстанции №4[8]:

кВ

3.5. Расчет КПД электрической сети в режиме наибольших нагрузок.

,

где Р1, Р1’, P2, P2’, P3, P4 – активные мощности потребителей, кВт;

Рп/с “B – активная мощность подстанции “B”, равная сумме активных мощностей потребителей и потерь активной мощности, кВт.

4. Расчет режима наименьших нагрузок.

Наименьшая нагрузка потребителей составляет 45% от наибольшей. Напряжение на шинах подстанции "В" в режиме наименьших нагрузок составляет 1,04 Uн.

4.1. Расчет трансформаторных подстанций.

4. 1. 1. Расчет подстанции №4.

                         а                                                                   б

Рис. 22. Принципиальная схема (а) и схема замещения (б) подстанции №4

Исходные данные:

P4 = 10∙0,45=4,5 МВт;  Q4 = 5∙0,45=2,25  Мвар

Полное сопротивление двух параллельно работающих трансформаторов:

Ом

Потери в стали для нормально работающих трансформаторов:

МВ·А

Потери мощности в трансформаторах[6]:

 МВ·А

Мощность на выходе подстанции №4:

МВ·А

Мощность на входе подстанции №4 (без учета потерь в стали):

МВ·А

Мощность на входе подстанции №4 с учетом потерь в трансформаторах:

МВ·А

4. 1. 2. Расчет подстанции №3

                           а                                                                   б                                                  

Рис. 23. Принципиальная схема (а) и схема замещения (б) подстанции №3

Исходные данные:

P3 = 9∙0,45=4,05 МВт;  Q3 = 5∙0,45=2,25  Мвар

Полное сопротивление двух параллельно работающих трансформаторов:

Ом

Потери в стали для нормально работающих трансформаторов:

МВ·А

Потери мощности в трансформаторах[6]:

 МВ·А

Мощность на выходе подстанции №4:

МВ·А

Мощность на входе подстанции №4 (без учета потерь в стали):

МВ·А

Мощность на входе подстанции №4 с учетом потерь в трансформаторах:

МВ·А

4. 1. 3. Расчет подстанции №2

      

Рис. 24. Принципиальная схема подстанции №2

Рис. 25. Схема замещения подстанции №2.

Исходные данные:

P2 = 7∙0,45/3∙0,45=3,15/1,35 МВт; Q2 = 4∙0,45/1,5∙0,45=1,8/0,675 Мвар

Полное сопротивление:

Ом

Ом

Ом

Потери в стали для нормально работающих трансформаторов:

МВ·А

Потери мощности в трансформаторах[6]:

Потери мощности в обмотках СН:

МВ·А

Потери мощности в обмотках НН:

МВ·А

Мощность на выходах подстанции №2:

Мощность на выходе обмотки СН:

МВ·А

Мощность на выходе обмотки НН:

МВ·А

Мощность на входах обмоток трансформатора с учетом потерь в обмотках:

Мощность на входе обмотки СН:

МВ·А

Мощность на входе обмотки НН:

МВ·А

Мощность на выходе обмотки ВН:

МВ·А

Потери мощности в обмотках ВН:

МВ·А

Мощность на входе подстанции №2 (без учета потерь в стали):

МВ·А

Мощность на входе подстанции №2 с учетом потерь в трансформаторах:

МВ·А

4. 1. 4. Расчет подстанции №1

      

Рис. 26. Принципиальная схема подстанции №1

Рис. 27. Схема замещения подстанции №1.

Исходные данные:

P1 = 30∙0,45/15∙0,45=13,5/6,75 МВт; Q1 = 16∙0,45/8∙0,45=7,2/3,6 Мвар

Полное сопротивление:

Ом

Ом

Ом

Потери в стали для нормально работающих трансформаторов:

МВ·А

Потери мощности в трансформаторах[6]:

Потери мощности в обмотках СН:

МВ·А

Потери мощности в обмотках НН:

МВ·А

Мощность на выходах подстанции №1:

Мощность на выходе обмотки СН:

МВ·А

Мощность на выходе обмотки НН:

МВ·А

Мощность на входах обмоток трансформатора с учетом потерь в обмотках:

Мощность на входе обмотки СН:

МВ·А

Мощность на входе обмотки НН:

МВ·А

Мощность на выходе обмотки ВН:

МВ·А

Потери мощности в обмотках ВН:

МВ·А

Мощность на входе подстанции №1 (без учета потерь в стали):

МВ·А

Мощность на входе подстанции №1 с учетом потерь в трансформаторах:

МВ·А

4.2. Расчет воздушных линий электропередач.

4.2.1. Расчет воздушной линии №5 (двухцепная).

Рис. 28. Схема замещения воздушной линии №5

Исходные данные:

Полное сопротивление воздушной линии №5:

Ом

Реактивная мощность, генерируемая линией:

Мвар

Потери мощности в линии электропередач [7]:

МВ·А

Потери мощности в продольном сопротивлении линии[7]:

МВ·А

Мощность в начале линии[7]:

МВ·А

4.2.2. Расчет воздушной линии №4(двухцепная).

Рис. 29. Схема замещения воздушной линии №4

Исходные данные:

Полное сопротивление:

Ом

Реактивная мощность, генерируемая линией:

Мвар

Потери мощности в линии электропередач [7]:

МВ·А

Потери мощности в продольном сопротивлении линии[7]:

МВ·А

Мощность в начале линии[7]:

МВ·А

4.3. Расчет кольцевой схемы.

4.3.1. Расчет распределения потоков мощности без учета потерь на участках линий.

Результаты, полученные при расчете подстанций и воздушных линий:

Мвар                      Мвар                     Мвар

Мвар                     Мвар                      МВ∙А

МВ∙А       МВ∙А         МВ∙А

Ом                Ом               Ом

Определим потокораспределение в кольцевой схеме. Для этого развернем ее (рис. 30)[2]. 

Рис. 30. Развернутая кольцевая схема.

Предварительно на расчетной схеме произвольно укажем направления потоков SAB, SBC, SAC, считая, что потери мощности на участках равны нулю[2].

Найдем мощности нагрузок в точках В и С[2]:

МВ∙А

МВ∙А

Формулы для определения приближенного потокораспределения в линии с двусторонним питанием[2]:

МВ·А

МВ·А

МВ∙А

Проверка[2]:

МВ∙А

МВ∙А

Таким образом, точка В является точкой потокораздела мощностей (рис. 31).

Рис. 31. Развернутая кольцевая схема с указанной точкой потокораздела мощностей.

4.3.2. Расчет распределения потоков мощности с учетом потерь на участках линий.

Развернутая кольцевая схема представлена на рисунке 32.

Рис. 32. Развернутая кольцевая схема с учетом потерь мощности на линиях.

Потери мощности на участках[8]:

Потери мощности на участке AB:

МВ∙А

Потери мощности на участке ВС:

МВ·А

Потери мощности на участке СА′′:

МВ∙А

Мощность на входе воздушной линии №1:

МВ∙А

Мощность на входе воздушной линии №3:

МВ∙А

Мощность на входе воздушной линии №2:

МВ∙А

Мощность на шинах 110кВ подстанции «В»:

МВ∙А

4.4. Расчет напряжений в узлах схем и потерь напряжений.

Напряжение на шинах п/с «В»:

кВ

4.4.1. Потери напряжения в кольцевой схеме:

Рис. 33. Потери напряжения в кольцевой схеме.

Потери напряжения на участке AВ[8]:

кВ

Напряжение в конце воздушной линии №1 в точке В[2]:

кВ

Потери напряжения на участке СА′[2]:

кВ

Напряжение в конце воздушной линии №2 в точке С[2]:

кВ

Потери напряжения на участке ВС′[2]:

кВ

4.4.2. Потери напряжения на подстанции №1:

Рис. 34. Потери напряжения на подстанции №1.

На стороне ВН:

Потери напряжения в трехобмоточном трансформаторе в обмотке ВН[8]:

кВ

Напряжение на выходе обмотки ВН трехобмоточного трансформатора[8]:

кВ

На стороне СН:

Потери напряжения в трехобмоточном трансформаторе в обмотке СН[8]:

кВ

Приведенное к обмотке ВН значение напряжения обмотки СН[8]:

кВ

Коэффициент трансформации трансформатора[8]:

Напряжение на выходе обмотки СН трехобмоточного трансформатора[8]:

кВ

На стороне НН:

Потери напряжения в трехобмоточном трансформаторе в обмотке НН[8]:

кВ

Приведенное к обмотке ВН значение напряжения обмотки НН[8]:

кВ

Коэффициент трансформации трансформатора[8]:

Напряжение на выходе обмотки НН трехобмоточного трансформатора[8]:

кВ

4.4.3. Потери напряжения в воздушной линии №4:

Рис. 35. Потери напряжения в воздушной линии №4

Потери напряжения в воздушной линии №4[2]:

кВ

Напряжение на выходе воздушной линии №4[2]:

кВ

4.4.4. Потери напряжения на подстанции №3:

Рис. 36. Потери напряжения на подстанции №3.

Потери напряжения в двухобмоточном трансформаторе[8]:

кВ

Приведенное к обмотке ВН значение напряжения обмотки НН[8]:

кВ

Коэффициент трансформации трансформатора[8]:

Напряжение на выходе подстанции №3[8]:

кВ

4.4.5. Потери напряжения на подстанции №2:

Рис. 37. Потери напряжения на подстанции №2

На стороне ВН:

Потери напряжения в трехобмоточном трансформаторе в обмотке ВН[8]:

кВ

Напряжение на выходе обмотки ВН трехобмоточного трансформатора[8]:

кВ

На стороне СН:

Потери напряжения в трехобмоточном трансформаторе в обмотке СН[8]:

кВ

Приведенное к обмотке ВН значение напряжения обмотки СН[8]:

кВ

Коэффициент трансформации трансформатора[8]:

Напряжение на выходе обмотки СН трехобмоточного трансформатора[8]:

кВ

На стороне НН:

Потери напряжения в трехобмоточном трансформаторе в обмотке НН[8]:

кВ

Приведенное к обмотке ВН значение напряжения обмотки НН[8]:

кВ

Коэффициент трансформации трансформатора[8]:

Напряжение на выходе обмотки НН трехобмоточного трансформатора[8]:

кВ

4.4.6. Потери напряжения в воздушной линии №5:

Рис. 38. Потери напряжения в воздушной линии №5

Потери напряжения в воздушной линии №5[2]:

кВ

Напряжение на выходе воздушной линии №5[2]:

кВ

4.4.7. Потери напряжения на подстанции №4:

Рис. 39. Потери напряжения на подстанции №4

Потери напряжения в двухобмоточном трансформаторе[8]:

кВ

Приведенное к обмотке ВН значение напряжения обмотки НН[8]:

кВ

Коэффициент трансформации трансформатора[8]:

Напряжение на выходе подстанции №4[8]:

кВ

5. Регулировочные положения ответвлений трансформаторов.

5.1. Расчет подстанции №1.

Регулирование напряжения на подстанции №1 должно осуществляться в пределах[8]:

В

Используя справочную литературу [5], находим для выбранного трансформатора вид, диапазон и число ступеней регулирования напряжения.

Таблица 11.  

Тип трансформатора

Вид, диапазон и число ступеней регулирования напряжения

ТДТН – 6300/ 110

РПН в нейтрали ВН, ±16%, ± 9 ступеней.

Используя справочную литературу [8], находим относительное число витков одной ступени регулирования в % для трансформатора с напряжением на высокой стороне U = 115 кВ и число ступеней регулирования напряжения ±9.

Относительное число витков одной ступени регулирования:

Найдем значение напряжения для одной ступени регулирования. Для этого составим пропорцию:

В

Число ответвлений трансформатора будет равно:

Таким образом, n = ±2.

5.2. Расчет подстанции №3.

Регулирование напряжения на подстанции №3 должно осуществляться в пределах[8]:

В

Используя справочную литературу [5], находим для выбранного трансформатора вид, диапазон и число ступеней регулирования напряжения.

Таблица 12.

Тип трансформатора

Вид, диапазон и число ступеней регулирования напряжения

ТДН – 10000/ 110

РПН в нейтрали ВН, ±16%, ± 9 ступеней.

Используя справочную литературу [8], находим относительное число витков одной ступени регулирования в % для трансформатора с напряжением на высокой стороне U = 115 кВ и число ступеней регулирования напряжения ±9.

Относительное число витков одной ступени регулирования:

Найдем значение напряжения для одной ступени регулирования. Для этого составим пропорцию:

В

Число ответвлений трансформатора будет равно:

Таким образом, n = ±2.

6. Оборудование подстанции №2.

6.1. Краткая характеристика оборудования.

ВЗ – 110/630-0,5 –высокочастотный заградитель с естественным воздушным охлаждением на напряжение 110 кВ, на номинальный длительный ток 630 А, индуктивность реактора на промышленной частоте – 0,5 Гн, предназначен для предупреждения чрезмерного затухания сигнала несущей частоты высокочастотных каналов связи в линиях передач высокого напряжения.

СМПВ – 110/ – 6,4 УХЛ1 – конденсатор связи, пропитанный конденсаторным маслом, содержащий в своей конструкции изолирующую подставку для установки на фундамент, с выводом для присоединения аппаратного зажима ошиновки, номинальным напряжением 110/ кВ, емкостью – 6,4 нФ, климатическое исполнение УХЛ (температура окружающей среды от +400С до -600С), категория размещения – 1 (оборудование, эксплуатируемое на открытом воздухе) предназначен для обеспечения высокочастотной связи на частотах от 24 до 1500 кГц в линиях электропередачи номинальным напряжением 110 кВ переменного тока частоты 50 и 60 Гц. 

РДЗ – 110Б/1000 УХЛ1 – разъединитель двухколонковый для наружной установки с заземляющим ножом на напряжение 110 кВ, с усиленным исполнением изоляции, на номинальный ток 1000 А, климатическое исполнение УХЛ (температура окружающей среды от +400С до -600С), категория размещения – 1 (оборудование, эксплуатируемое на открытом воздухе) предназначен для отключения и включения (создания видимого разрыва) обесточенных участков электрических цепей с напряжением 110 кВ, а также заземления отключенных участков при помощи заземлителей.

ТФМЗ – 110Б - II У1 – трансформатор тока с фарфоровой покрышкой, вторичная обмотка звеньевого типа, маслонаполненный на номинальное напряжение 110 кВ, с усиленным исполнением изоляции, II – вариант конструктивного исполнения – 38х81 мм (трансформаторы на первичные токи 400 … 1000 А), У1 – эксплуатация в районах с умеренным климатом с категорией размещения 1 (на открытом воздухе). Трансформатор предназначен для наружной установки в открытых распределительных устройствах для передачи сигнала измерительной информации измерительным приборам и устройствам защиты и управления в установках переменного тока частоты 50 или 60 Гц.

НКФ – 110 - 57 У1 – трансформатор напряжения каскадный с фарфоровой покрышкой номинальным напряжением на ВН 110 кВ, 57 – год разработки, У1 – эксплуатация в районах с умеренным климатом с категорией размещения 1 (на открытом воздухе). Трансформаторы напряжения предназначены для понижения высокого напряжения до значения, равного 100 В, необходимого для питания измерительных приборов, цепей автоматики, сигнализации и защитных устройств.

ВМТ – 110 – 25/1250 – выключатель маломасляный, Т – конструктивное исполнение, номинальным напряжением 110 кВ, номинальным током отключения – 25 А, номинальным током 1250 А. Выключатели высоковольтные предназначены для включения и отключения электрических цепей высокого напряжения под нагрузкой, а также для отключения токов короткого замыкания. Выключатели должны обладать достаточной отключающей способностью, возможно меньшим временем действия, высокой надежностью работы. Они должны быть взрыво- и пожаробезопасны.

РВС – 110 М У1 – разрядник вентильный, стационарный, номинальным напряжением 110 кВ, модернизированный, У1 – эксплуатация в районах с умеренным климатом с категорией размещения 1 (на открытом воздухе). Разрядники вентильные серии РВС предназначены для защиты от атмосферных перенапряжений изоляции электрооборудования переменного тока частотой      50 Гц и 60 Гц.

РГН 110/1000 УХЛ1 – разъединитель горизонтально-поворотного типа, класс изоляции – Н, номинальным напряжением 110 кВ, номинальным током 1000 А, УХЛ1 -  эксплуатация в районах с умеренным и холодным климатом с категорией размещения 1 (на открытом воздухе). Разъединители предназначены для включения и отключения обесточенных участков электрических цепей, находящихся под напряжением, а также заземления участков при помощи заземлителей. Разъединители также используют для отключения токов холостого хода трансформаторов и зарядных токов воздушных и кабельных линий.

Вывод:

Целью курсовой работы является расчет электрической сети, соответствующей двум режимам работы: наибольших и наименьших нагрузок. На первоначальном этапе составил схема замещения электрической сети. При построении схемы замещения произвел следующие эквивалентные замены: линия электропередачи представляется сопротивлением и емкостями в начале и конце линии; двухобмоточный трансформатор – сопротивлением, трехобмоточный   трансформатор   –   тремя   сопротивлениями,   включенными   

Т-образно.  

После произвел расчет трансформаторных подстанций. Данный расчет заключается в выборе трансформатора, определении сопротивлений трансформатора, подводимой к ним мощности и потерь в трансформаторе. Подобранные трансформаторы проверил на загрузку в нормальном и аварийном режиме. Для номинальной мощности коэффициенты загрузки для всех подстанций составили 0,5 - в нормальном режиме и 1,0 – в аварийном режиме. Для расчетной мощности коэффициенты загрузки трансформаторов на подстанциях №1, №3, №4 превышают установленные (0,7 – в нормальном режиме, 1,4 – в аварийном), поэтому в аварийном режиме возможно отключение потребителей III категории надежности. Для расчетной мощности коэффициенты загрузки трансформаторов на подстанции №2 оказались меньше установленных, поэтому возможно подключение дополнительных потребителей.

Расчет воздушных линий электропередач включает в себя определение полного сопротивления линии, реактивной мощности, вырабатываемой линией, потерь мощности и мощности в начале линии.

Основным разделом данной курсовой является расчет потокораспределения в замкнутой сети. Данный раздел состоит из двух частей: расчет распределения потоков мощности без учета потерь на линии и расчет распределения потоков мощности с учетом потерь на линии. Прежде чем приступить к расчету сети с двухсторонним питанием, условно «разрезал» питающий пункт и получил сеть с двумя пунктами. Предварительно на расчетной схеме произвольно указал направления потоков мощностей по участкам. Так как на первом этапе расчета потерями мощности можно пренебречь, то суммируя мощности нагрузки, нашел линейные мощности на каждом участке. Распределение мощностей в сети является принудительным и определяется нагрузками потребителей и условием баланса мощностей в узлах. Полная мощность в каждой из ветвей сети получается суммированием значений мощностей всех нагрузок, которые питаются по данному участку (ветви) сети. Определив потокораспределение участков сети (первый этап расчета), нашел потери мощности каждого участка (второй этап расчета). Суммируя найденное потокораспределение с потерями мощности участков, определил полную мощность на шинах подстанции «В» с учетом потерь мощности и зарядных мощностей линии. Она составила 57,144+j·39,255 МВ·А.

В следующем пункте произвел расчет напряжений в узлах схем и потерь напряжений. При передаче электроэнергии по сети в ее элементах, помимо потерь мощности, происходят падения напряжения, которые являются одним из количественных показателей, характеризующих режим работы сети. Потери напряжения имеют место в трансформаторах и воздушных линиях.  

Расчет КПД электрической сети является завершающим разделом в режиме наибольших нагрузок. КПД электрической сети составил 97,5%.

Расчет электрической сети в режиме наименьших нагрузок осуществляется аналогично, с учетом, что нагрузка в данном режиме составляет 45 % от наибольшей. Полная мощность на шинах подстанции в режиме наименьших нагрузок составила 25,575+j·13,841 МВ·А. Разным режимам работы потребителей соответствуют разные потоки мощности и разные потери напряжения. В режиме наибольших нагрузок сеть сильнее загружена и потери в ее элементах больше. В режиме наименьших нагрузок потери значительно меньше.

Завершающим разделом данной курсовой является определение числа регулировочных ответвлений трансформаторов подстанций №1 и №3 (оно составило для обеих подстанций ±2). Регулирование напряжения осуществляется для поддержания определенного значения напряжения в точках сети. В курсовом проекте используется один из видов регулирования напряжения – с помощью устройства РПН (регулирование напряжения под нагрузкой). РПН представляет собой автоматическое устройство, меняющее рабочее ответвление витков обмотки трансформатора и изменяющее, таким образом коэффициент трансформации. РПН размещают в обмотке ВН. Это позволяет, во-первых, иметь наиболее плавное регулирование, так как число витков у обмотки ВН больше, чем на НН, во-вторых, при переключении выполняется коммутация меньших по величине, чем на стороне НН, и, в-третьих, включение РПН в заземляющую нейтраль на ВН значительно снижает требования к уровню изоляции устройства регулирования.

Список используемой литературы:

1. Задания на курсовой проект «Расчет режимов работы электрических сетей» по дисциплине «Электрооборудование источников энергии, электрических сетей и промышленных предприятий»: Учебное пособие/ А.Н. Качанов – Орел,             2013 – 22 с.

2. Лыков А.В. Электрические системы и сети: Учебное пособие. – Новосибирск: Изд-во НГТУ, 2002. – 248 с.

3. Мельников Н.А. Электрические сети и системы, М., «Энергия», 1969 – 456 с.

4. Федоров А.А. Учебное пособие для курсового и дипломного проектирования по электроснабжению промышленных предприятий: Учеб. пособие для вузов/ А.А. Федоров, Л.Е. Старкова. - М.: Энергоатомиздат, 1987. - 368 с.

5. Электротехнический справочник: В 4 т. Т.2: Электрические изделия и устройства/ Под общ. ред.  профессоров МЭИ В.Г. Герасимова и др. (гл. ред. И.Н. Орлов) – 9-е изд., стер. – М.: Издательство МЭИ, 2003. – 518 с.

6. Князевский Б.А. Электроснабжение промышленных предприятий / Б.А. Князевский, Б.Ю. Липкин. - М.: Высшая школа, 1986. - 400 с.

7. Электрические системы и сети в примерах и иллюстрациях: Учеб. пособие для электроэнерг. спец./ В.В. Ежов, Г.К. Зарудский; Под ред. В.А. Строева. - М.: Высш. шк., 1999. - 352 с.

8. Блок В.М. Электрические сети и системы / В.М. Блок. -М.: Высшая школа, 1986. - 431с.


П/ст «В»

35 кВ

6 кВ

 6 кВ

ZТ2ВН

ZТ2НН

ZТ2СН

110 кВ

P2+jQ2

P2+jQ2

110 кВ

35 кВ

P1+jQ1

ZТ1ВН

ZЛ3

 10 кВ

ZТ4

ZЛ5

110 кВ

 110 кВ

ZЛ4

 P4+jQ4

ZТ1СН

ZТ1НН

10 кВ

P1+jQ1

ZЛ2

ZЛ1

110 кВ

С2

P3+jQ3

 ZТ3

С2

С5

С5

С3

С3

EMBED Equation.DSMT4 С1

С1

С4

С4

 6 кВ

 110 кВ

 П/ст №4

  P4 + j∙Q4

   S4

P4 +j·Q4

        Scт

 RТ4+j·XТ4

   S4

  S4

 10 кВ

 110 кВ

 П/ст №3

  P3 + j∙Q3

   S3

P3 +j·Q3

        Scт

RТ3+j·XТ3

   S3

  S3

35 кВ

 П/ст №2

6 кВ

P2+j·Q2

P2+j·Q2

110 кВ

RТ2ВН+j∙XТ2ВН

 Sст

 S01

S01

   S2

 P2+j∙Q2

   S12

 S13

 S13

RТ2СН+j∙XТ2СН

 RТ2НН+j∙XТ2НН

 

 S12

1

2

3

0

 P2/+j∙Q2/

110 кВ

35 кВ

 П/ст №1

10 кВ

P1+j·Q1

P1+j·Q1

RТ1ВН+j∙XТ1ВН

 Sст

 S01

S01

   S1

 P1+j∙Q1

   S12

 S13

 S13

RТ1СН+j∙XТ1СН

 RТ1НН+j∙XТ1НН

 

 S12

1

2

3

0

 P1/+j∙Q1/

   S5

  S25

  EMBED Equation.DSMT4

S4

XЛ5

 RЛ5

   S5

    EMBED Equation.DSMT4

EMBED Equation.DSMT4

   S4

  S14

 RЛ4

XЛ4

   S4

S3

EMBED Equation.DSMT4

jQ2

S1

S2

ZЛ2

ZЛ1

jQ2

jQ1

jQ1

jQ5

jQ4

ZЛ3

jQ3

jQ3

S4/

S5/

ZЛ1

A

  SAB
B

ZЛ3

 C

 B

 SB

  SC

 SBC
B

ZЛ2

А

 SA’C

ZЛ2

ZЛ1

ZЛ3

А

 C

 B

A

 SB

  SC

 SBC
B

  SAB
B

 SA’C

1

2

3

0

ZЛ3

  SC

ZЛ2

A′′

 C′

 S12
B

 S23
B

ZЛ1

 B′

A′

 SB

 S01
B

 S01′′
B

 S12′′
B

 S23′′
B

 UА

ZЛ1

A

  SAB
B

  UА

EMBED Equation.DSMT4  

 B

 C

   EMBED Equation.DSMT4

  EMBED Equation.DSMT4

 UС

   EMBED Equation.DSMT4

А

ZЛ2

 SA’C

ZЛ3

 SBC
B

   EMBED Equation.DSMT4

EMBED Equation.DSMT4

 UB

   U1

   S1

 P1+j∙Q1

   S12

 S13

RТ1ВН+j∙XТ1ВН

RТ1СН+j∙XТ1СН

RТ1НН+j∙XТ1НН

1

2

3

0

 P1/+j∙Q1/

   UB

   UН

   UC

   S4

  S13

  EMBED Equation.DSMT4

 RЛ4

S3

XЛ4

   EMBED Equation.DSMT4

 U3

 UB

P3 +j·Q3

 RТ3+j·XТ3

  S3

  U

  U3

RТ2ВН+j∙XТ2ВН

   S2

 P2+j∙Q2

   S12

 S13

RТ2СН+j∙XТ2СН

 RТ2НН+j∙XТ2НН

1

2

3

0

 P2/+j∙Q2/

   UС

   UН

   UC

   U1

   S5

  S24

  EMBED Equation.DSMT4

 RЛ5

S4

XЛ5

   EMBED Equation.DSMT4

 U4

 UС

P4 +j·Q4

 RТ4+j·XТ4

  S4

  U

  U4

 6 кВ

 110 кВ

 П/ст №4

  P4 + j∙Q4

   S4

P4 +j·Q4

        Scт

 Rт4+j·Xт4

   S4

  S4

 10 кВ

 110 кВ

 П/ст №3

  P3 + j∙Q3

   S3

P3 +j·Q3

        Scт

 Rт3+j·Xт3

   S3

  S3

35 кВ

 П/ст №2

6 кВ

P2+j·Q2

P2+j·Q2

110 кВ

  R+j∙X

 Sст

 S01

S01

   S

 P2+j∙Q2

   S12

 S13

 S13

R2т+j∙X2т

   R+j∙X

 

 S12

1

2

3

0

 P2/+j∙Q2/

110 кВ

35 кВ

 П/ст №1

10 кВ

P1+j·Q1

P1+j·Q1

  R+j∙X

 Sст

 S01

S01

   S

 P1+jQ1

   S12

 S13

 S13

R2т+j∙X2т

   R+j∙X

 

 S12

1

2

3

0

 P1/+jQ1/

   S5

  S25

  EMBED Equation.DSMT4

 RЛ5

   S5

S4

XЛ5

   EMBED Equation.DSMT4

   S4

  S14

  EMBED Equation.DSMT4

 RЛ4

   S4

S3

XЛ4

   EMBED Equation.DSMT4

ZЛ1

A

  SAB
B

ZЛ3

 C

 B

 SB

  SC

 SBC
B

ZЛ2

А

 SA’C

 C

А

A

 B

ZЛ2

ZЛ1

ZЛ3

  SAB
B

 SA’C

 SB

 SBC
B

  SC

ZЛ3

  SC

ZЛ2

A′′

 C′

 S12
B

 S23′′
B

 S23
B

ZЛ1

 B′

A′

 SB

 S01
B

 S12′′
B

 S01′′
B

 UА

ZЛ1

A

  SAB
B

  UА

EMBED Equation.DSMT4  

 B

 C

   EMBED Equation.DSMT4

  EMBED Equation.DSMT4

 UС

   EMBED Equation.DSMT4

А

ZЛ2

 SA’C

ZЛ3

 SBC
B

   EMBED Equation.DSMT4

EMBED Equation.DSMT4

 UB

   U1

   S1

 P1+j∙Q1

   S12

 S13

RТ1ВН+j∙XТ1ВН

RТ1СН+j∙XТ1СН

RТ1НН+j∙XТ1НН

1

2

3

0

 P1/+j∙Q1/

   UB

   UН

   UC

   S4

  S13

  EMBED Equation.DSMT4

 RЛ4

S3

XЛ4

   EMBED Equation.DSMT4

 U3

 UB

P3 +j·Q3

 RТ3+j·XТ3

  S3

  U

  U3

RТ2ВН+j∙XТ2ВН

   S2

 P2+j∙Q2

   S12

 S13

RТ2СН+j∙XТ2СН

 RТ2НН+j∙XТ2НН

1

2

3

0

 P2/+j∙Q2/

   UС

   UН

   UC

   U1

   S5

  S24

  EMBED Equation.DSMT4

 RЛ5

S4

XЛ5

   EMBED Equation.DSMT4

 U4

 UС

P4 +j·Q4

 RТ4+j·XТ4

  S4

  U

  U4


 

А также другие работы, которые могут Вас заинтересовать

4160. Эволюция денежной системы денежная система Украины 147.5 KB
  Введение В литературе существует множество различных определений денег, значительно отличающихся друг от друга. Под деньгами часто понимается все то, что обычно принимается в обмен на товары и услуги продукт соглашения между людьми товар особого...
4161. Эволюция взглядов на семью в экономической теории 150 KB
  Во многих книгах в домашнем окружении главных героев фигурирует персонаж, который на Руси назывался ключницей (она держала при себе ключи от всех помещений и шкафов). В Европе её называли экономкой. Она руководила всем хозяйством дома, распо...
4162. Эволюция украинских денег 156.5 KB
  История украинских денег Деньги VI — XIX вв. Самыми первыми в истории Украины деньгами, существующими на ее территории, следует считать монеты древнегреческих полисов и Боспорского царства, которые датируются VI столетием до Рождества Христова ...
4163. Перспективы использования системы автоматизации в управлении предприятием 101 KB
  Роль автоматизации в управлении предприятием По мере роста рынка в определенной сфере деятельности растут и требования потребителей продуктов этой сферы, и, как следствие, в целях повышения конкурентоспособности предприятия вынуждены улуч...
4164. Лакокрасочные составы и покрытия 79 KB
  Общие сведения о лакокрасочных материалах. Целью любых лакокрасочных работ является защита поверхности тонкой пленкой из вещества на основе органического или неорганического полимера. Лак от прочих подобных покрытий (красок, грунтовок и т. д.) отлич...
4165. Неналоговые доходы и их роль в формировании бюджетов 181 KB
  Введение Одним из наиболее важных механизмов, позволяющих государству осуществлять экономическое и социальное регулирование, является финансовая система общества, главное звено которой – бюджетная система. Система поступлений бюджета государств...
4166. Фазовые равновесия в системе MgS – Y2S3 244.5 KB
  Введение Соединения с участием РЗЭ остаются по прежнему обширным резервом для создания новых материалов. Возможно создание материалов с уникальными, заранее заданными свойствами. Взаимодействие в системах MgS – Ln2S3 изучалось Флао, Патри, Дома...
4167. Диаграмма состояния Fe-C 31.13 KB
  Диаграмма состояния Fe-C Равновесное состояние железоуглеродистых сплавов в зависимости от содержания углерода и температуры описывает диаграмма состояния железо - углерод. На диаграмме состояния железоуглеродистых сплавов на оси ординат от...
4168. Расчет себестоимости переработки нефти и газа 237 KB
  Введение Трудно представить современную мировую экономику без энергии, транспорта, света, связи, радио, телевидения, вычислительной техники, средств автоматизации, космической техники и т.д., основой развития которых является топливно-энергетический...