Проектирование районной электрической сети

Размещено на http://www.allbest.ru/

Министерство образования Российской Федерации

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ

Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования

КАЗАНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ

Кафедра ЭС и С

Курсовая работа

на тему:

«Проектирование районной электрической сети»

Студент Ахунова Л.Р.

Группа ЭСХ-1-07

Преподаватель Зимняков С.А.

Вариант № 5

Казань 2010

Содержание

1. Исходные данные

2. Выбор рациональной схемы сети

2.1 Выбор номинального напряжения сети

3. Баланс активной и реактивной мощности электрическиой сети

4. Выбор типа, мощности и места установки компенсирующих устройств

5. Выбор силовых трансформаторов

6. Выбор сечения проводников воздушных линии электропередач

7. Выбор схемы электрических подстанций

8. Расчет технико-экономических показателей районной сети

9. Расчет режимов сети

9.1 Максимальный режим

9.1.1 Определение расчетной нагрузки ПС и расчет потерь в трансформаторах

9.1.2 Расчет перетоков мощностей с учетом потерь в линии

9.2 Определение значения напряжения в узловых точках (в точках на стороне ВН) в максимальном режиме

9.3 Регулирование напряжения в сети в максимальном режиме

9.4 Послеаварийный режим

9.5 Определение значения напряжения в узловых точках в послеварийном режиме

9.6 Регулирование напряжения в электрической сети в послеаварийном режиме

Приложение

Список литературы

1. Исходные данные

Масштаб одной клетки - 11 км;

Коэффициент мощности на п/ст «А», о.е. cos ц 0,94;

Напряжение на шинах п/ст «А», кВ - Umax =118, Uавар=110;

Район по гололеду - І;

Число часов использования максимальной нагрузки, Tmax =5,1·103 =5100ч;

Стоимость электроэнергии,2,04 руб/кВт·час;

Коэффициенты мощности нагрузки на п/ст:cosц2=0,77; cosц7=0,80; cosц8=0,78; cosц9=0,77;

Коэффициент пересчета стоимости электрооборудования в ценах

1985 года к текущим ценам принять равным 30;

Максимальная активная нагрузка на п/ст, Pmax, MВт:

Pмакс,1=13; Pмакс,2=27; Pмакс,3=15; Pмакс,4=16.

Возможные варианты районной электрической сети.

L=121

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/



2. Выбор рациональной схемы

Выбор рациональной схемы сети производится на основе технико-экономического составления ряда ее вариантов. Сопоставляемые варианты обязательно должны отвечать условиям технической осуществимости каждого из них по параметрам основного электрооборудования, а также быть равноценными по надежности электроснабжения потребителей.

Основное назначение электрических сетей состоит в обеспечении надежного электроснабжения потребителей энергосистемы электроэнергией надлежащего качества. Оно должно осуществляться при соблюдении требований к технико-экономическим показателям сети, т.е при экономически оправданных и по возможности минимальных затратах.

Выбираем:

Вариант2 -замкнутая цепь кольцевой конфигурации и две радиальномагистральные цепи - достоинством этой схемы является независимость потокораспределения от потоков в сети ВН, отсутствие влияния на уровень токов КЗ в прилегающих сетях.

Вариант5 -амкнутая цепь кольцевой конфигурации и одна радиальномагистральная цепь, характеризуется трудностями обеспечения оптимального режима, повышенными условиями токов короткого замыкания.

Основой рационального построения сети является применение простых типов конфигураций и использование в качестве коммутационных пунктов главным образом подстанции следующей ступени напряжения, являющихся центрами питания для проектируемой сети. Этот тип сети находит применение для электроснабжения промышленных предприятий и отдельных районов городов на напряжения 110 кВ.

2.1 Выбор номинального напряжения электрической сети

Предварительный выбор номинального напряжения Uном линий производят совместно с разработкой схем сети, т.к. они взаимно дополняют друг друга. Все элементы электрической сети, а также электроприемники выполняются на определенное номинальное напряжения и могут работать при значениях напряжения, отличающихся от номинального лишь с некоторыми допусками. Все элементы сети обладают определенными сопротивлениями, поэтому токи в них вызывают изменение напряжения, в результате комплексные значения напряжения во всех узлах сети получаются различными.

Величина Uном зависит от передаваемой мощности. Напряжение, для выбранного варианта конфигурации электрической сети предварительно определим по формуле Г.А. Илларионова:

Uном=; (1)

где L - длина ЛЭП, км; P - передаваемая активная мощность по ЛЭП, МВт.

В отличие от других экспериментальных выражений приведенная формула дает удовлетворительные результаты для всей шкалы номинальных напряжений переменного тока в диапазоне от 35 до 1150 кВ.

Для определения напряжения необходимо сначала определить длину линии и соответствующие передаваемые мощности:

;; ; ;

Рассчитаем перетоки активных мощностей без учета потерь мощности.

Представим простейший замкнутый контур в виде линии с двухсторонним питанием и определим соответствующие мощности. Задаем направление мощности. Если при расчете получается отрицательное значение мощности, то меняется направление мощности.

Вариант I.

Размещено на http://www.allbest.ru/

.

По первому закону Кирхгофа определим распределение мощности :

Для радиальных линий:



.

Теперь мы можем определить номинальные напряжения для каждой линии по формуле (1):

Исходя из полученных результатов, видно, что выбранная схема электрической сети будет выполняться на напряжение

Вариант II.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Определим мощности, передаваемые по двухцепным линиям:

По первому закону Кирхгофа определим распределение мощности :

Для радиальных линий:

.

Определяем номинальное напряжение сети:

Исходя из полученных результатов, видно, что выбранная схема электрической сети будет выполняться на напряжение

3. Баланс активной и реактивной мощности в электрической сети

Основной целью составления баланса мощности является обеспечение работы электрической системы с допустимыми параметрами во всех режимах в течение

года. Баланс составляется отдельно для активной и реактивной мощности. Следует отметить, что реактивная мощность нагрузки электрической системы в большей мере, чем активная, определяется потерями сети.

В процессе эксплуатации составление баланса мощности приходится выполнять систематически в целях выяснения условий работы электрической системы и ее отдельных частей с учетом фактического наличия оборудования, его текущего состояния и роста нагрузок.

Согласно формуле:

,

определим наибольшую суммарную активную мощность, потребляемую в проектируемой сети, где

К-коэффициент наибольшей нагрузки п/ст, равный от 0,95 до 0,96,

?*Pc - суммарные потери мощности в сети в долях от суммарной нагрузки п/ст, принимается равным 0,05.

.

Для дальнейших расчетов определяем наибольшую реактивную нагрузку

i-го узла [Мвар] и наибольшую полную нагрузку i-го узла [МВ·А]:

,

,

где Рнб,i - максимальная активная нагрузка i- ого узла.

Для 1-ой подстанции:

;

.

Для 2-ой подстанции:

Для 3-ей подстанции:

Для 4-ой подстанции:



Потребителями реактивной мощности в энергосистеме являются электроприемники промышленных предприятий, электрифицированный железнодорожный и городской транспорт, маломощная двигательная нагрузка населенных мест, в последнее время широкое применение бытовых приборов и люминесцентных светильников привело существенному увеличению реактивной мощности. Значительная реактивная мощность теряется при ее передачи. Наибольшие потери имеют место в трансформаторах.

Так как мы рассматриваем электрическую сеть 110/10 кВ, то .

.

Суммарную наибольшую реактивную мощность, потребляемую с шин электростанции или районной подстанции, являющихся источниками питания для проектируемой сети определим по формуле:

, где .

Для воздушных линий 110 кВ в первом приближении допускается принимать равными потери и генерации реактивной мощности в линиях, т.е.

.

Отсюда

4. Выбор типа, мощности и места установки компенсирующих устройств

В электрических сетях устанавливают так называемые компенсирующие устройства. Компенсирующими устройствами называют установки, предназначенные для компенсации емкостной или индуктивной составляющей переменного тока.

Полученное значение суммарной потребляемой реактивной мощности

сравниваем с указанным на проект значением реактивной мощности

.,

где - коэффициент мощности на подстанции “А”.

При в проектируемой сети должны быть установлены компенсирующие устройства, суммарная мощность которых определяется по формуле:

Определим мощность конденсаторных батарей, которые должны быть установлены на каждой подстанции.

Так как проектируется сеть 110/10кВ то базовый экономический коэффициент реактивной мощности .

,

,

,

.

Мощность конденсаторной батареи в каждом из рассматриваемых узлов:

С помощью таблицы 1 выбирается тип и количество КУ устанавливаемых на каждой подстанции.

Таблица 1

№ узла	Количество КУ	Тип КУ
1	4	УКРМ - 10,5 -1800У3
2	4	УКРМ - 10,5 -3150У3
3	4	УКРМ - 10,5 -1800У3
4	4	УКРМ - 10,5 -2150У3

Для 1-го узла:

Для 2-го узла:

Для 3-го узла:

Для 4-го узла:

Определим реактивную мощность, потребляемую в узлах из системы с учетом компенсирующих устройств:

,

где Qk,i - мощность конденсаторных батарей, которые должны быть установлены на каждой подстанции, Мвар.



Полная мощность в узлах с учетом компенсирующих устройств:

,

где Qi - реактивная мощность, потребляемая в узлах из системы с учетом компенсирующих устройств, Мвар.

5. Выбор силовых трансформаторов

Количество трансформаторов выбирается с учетом категорий потребителей по степени надежности. Так как по условию курсового проекта, на всех подстанциях имеются потребители 1-ой категории и , то число устанавливаемых трансформаторов должно быть не менее двух.

В соответствии с существующей практикой проектирования мощность трансформаторов на понижающих подстанциях рекомендуется выбирать из условия допустимой перегрузки в послеаварийных режимах до 30% в течение 2 часов. По расчётным мощностям выбираем для сравнения по два типа трансформаторов для каждой подстанции:

для ПС № 1 ТДН-16000/110;

для ПС № 2 ТРДН-25000/110;

для ПС № 3 ТДН-16000/110;

для ПС № 4: ТДН-16000/110.

Выбираем трансформаторы с меньшими значениями коэффициента загрузки, так как это обеспечит более надежную и долгосрочную эксплуатацию данных аппаратов. Поэтому на ПС № 1,3 и 4 необходимо установить два трансформатора мощностью

, на ПС № 2 - ,

Для ПС № 1:

Для ПС № 2:

Для ПС № 3:

Для ПС № 4:

Результаты выбора трансформаторов приведены в таблице 2.

№ узла	Полная мощность в узле, МВ·А	Тип трансформаторов
1	13,48
2	28,06
3	15,75
4	16,66

Таблица 3

Справочные данные
	16	25
Пределы регулирования
	115	115
	6,6	10,5
	10,5	10,5
	85	120
	19	27
	0,7	0,7
	4,38	2,54
	86,7	55,9
	112	175

6. Выбор сечения проводников воздушных линий электропередач

Определим распределение полной мощности (без учета потерь в линиях) в проектируемой сети.

Вариант I.

Рассмотрим линию с двухсторонним питанием (А-1-2-А):

,

.

По первому закону Кирхгофа определим переток мощности :

Рассмотрим радиальные линий А-3 и А-4:

,

.

Расчетную токовую нагрузку линии определим по выражению:

,

где бi - коэффиц иент, учитывающий изменение нагрузки по годам эксплуатации линии, для линий 110 - 220кВ принимается равным 1,05, что соответствует математическому ожиданию этого коэффициента в зоне наиболее часто встречающихся темпов роста нагрузки;

- коэффициент, учитывающий число часов использования максимальной нагрузки линии Тмахс. Выбирается по [ табл. 4.9, 1]. ;

Iнб - ток линии на пятый год ее эксплуатации в нормальном режиме, определяемый для линии питающей и распределительной сети из расчета режима соответствующего максимальной нагрузки энергосистемы.

В нормальном режиме работы сети наибольший ток в линии равен:

Тогда расчетная токовая нагрузка линии А - 1 в нормальном режиме:

;

В линии А - 2:

;

В линии 1 -2:

;

В линии А - 3:

В линии A - 4:

Исходя из напряжения, расчетной токовой нагрузки, района по гололеду, материала опор и количества цепей в линии по [табл. 7.8 , 4] выбираются сечения сталеалюминевых проводов. Для линии 110кВ наименьшее сечение сталеалюминевого провода равно 120 мм2. Использование проводов сечением 70 мм2 и 95 мм2 согласно [4, табл. 9.5] экономически не выгодно:

Для А - 1: АС - 120;

Для А - 2: АС - 120;

Для 1 - 2: АС - 120;

Для А - 3: АС - 120;

Для A - 4: АС - 120;

Проверка выбранных сечений по допустимому нагреву осуществляется по формуле:

,

где - наибольший ток в послеаварийном режиме, А;

- допустимый ток по нагреву, А [4, табл. 7.12].

Превышение температуры проводника над температурой окружающей среды зависит от количества выделяемого в нем тепла, следовательно от квадрата длительного прохождения по нему тока, а также от условий его охлаждения.

Работа проводов и кабелей по условиям их нагрева считается допустимой, если при заданной величине тока температура проводника не превышает допустимого значения. Ток допустимый зависит от удельной электрической проводимости материала и диаметра проводника. В практических расчетах сетей обычно пользуются годовыми таблицами длительно допустимых токов нагрузки на провода и кабели из различных материалов и при различных условиях прокладки. Наибольшая токовая нагрузка в послеаварийном режиме будет иметь место при отключении одной цепи линии.

Рассмотрим кольца (А-1-2-А) - обрыв линии А - 2 (наиболее нагруженной будет линия А - 1)

;

- обрыв линии А -1:

,

обрыв линии 1 - 2

,

обрыв одной линии А - 3:

,

обрыв одной линии А - 4:

,

По [4, табл. 7.12] определяем допустимые токи по нагреву и все полученные результаты запишем в таблицу 4.

Таблица 4

Линия	А - 1	A - 1	1 - 2	A - 3	A - 4
	119,14	109,8	44,75	43,4	45,91
Марка провода	АС - 120	АС - 120	АС - 120	АС - 120	АС - 120
	228,94	228,94	74,56	86,8	91,82
	390	390	390	390	390

Вариант II.

Рассмотрим линию с двухсторонним питанием (А-3-4-А):

,

.

По первому закону Кирхгофа определим переток мощности :

Рассмотрим двухцепные линий А - 1 и А - 2:

,

Расчетная токовая нагрузка линий в нормальном режиме:

В линии А -1:

.

В линии A -2:



В линии А - 3:

.

В линии 3 - 4:

;

В линии А -4:

Минимальное сечение проводов принимаю равным 120мм2 .Применение проводов сечением 70 и 95 мм2 для ВЛ 35 - 110 кВ на железобетонных опорах в II районе по гололеду явно неэкономично, так как стоимость сооружения таких ВЛ выше, чем с проводами сечением 120 мм2 [4, табл. 9.5].

Так для А - 7: АС - 120;

Для A - 9: АС - 120;

Для A - 8: АС - 120;

Для 7 - 9: АС - 120;

Для 8 - 2: АС - 120;

Рассмотрим аварийные режимы:

- обрыв линии А - 4:



- обрыв линии А - 3:

- обрыв линии 3 - 4:

- обрыв одной из линии А - 1:



- обрыв одной из линии А - 2:

Таблица 5

Линия	А - 1	A - 2	А - 3	3 - 4	А - 4
	18,59	38,71	76,72	4,91	101,63
Марка провода	АС - 120	АС - 120	АС - 120	АС - 120	АС - 120
	76,72	154,64	178,62	86,8	178,62
	390	390	390	390	390

7. Выбор схем электрических подстанций

Вариант№1.

Для подстанции А выбираю схему - одна рабочая и обходная система шин.

Для подстанций 1 и 2 выбираю схему - мостик с выключателями в цепях линии со стороны ремонтной перемычкой со стороны линий.

Для подстанций 3 и 94 выбираю схему - два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий.

Вариант№2.

Для подстанции А выбираю схему - одна рабочая и обходная система шин.

Для подстанций 3 и 4 выбираю схему - мостик с выключателями в цепях линии со стороны ремонтной перемычкой со стороны линий.

Для подстанций 1 и 2 выбираю схему - два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий.

8. Расчет технико-экономических показателей районной электрической сети

Экономическим критерием, по которому определяют наивыгоднейший вариант, является минимум приведенных затрат, вычисленных по формуле, руб/год:

,

где - коэффициент приведения (принимаю, что ); К - единовременные капиталовложения в сооружаемые объекты; И - ежегодные эксплуатационные издержки.

;

;

- стоимость сооружения ВЛ 110 кВ ([4], стр.327, табл. 9-5);

- протяженность линии.

- стоимость ячеек ОРУ 35 кВ и выше с выключателями ([4], стр.333, табл.9-15). Выключатели масляные при отключаемом токе более 30 кА.;

- стоимость трехфазных трансформаторов ([4], стр.339, табл.9-19).:ТРДН-25000/110 стоит 84 тыс. руб. ;ТРДН-16000/110 стоит 63 тыс. руб.

-стоимость постоянных затрат на подстанциях ([4], стр.343, табл.9-35).

- коэффициенты, учитывающие ежегодные издержки на амортизацию, ремонт и обслуживание ([4], стр.315, табл.8-2);

,

- потери электроэнергии;

- стоимость 1 кВтч потерянной электроэнергии, руб.

Определим суммарные капиталовлажения (К) на сооружение ЛЭП и подстанций:

Где 30-коэффициент пересчета к ценам 1985 года.

Стоимость трансформаторов приведена в (4,табл.9.19)



№ ПС	1	2	3	4
Тип трансформаторов	ТРДН-16000/110	ТРДН-25000/110	ТРДН-16000/110	ТРДН-16000/110
Стоимость трансформаторов,тыс.руб	63	84	63	63

Постоянная часть затрат по подстанциям 35-110кВ дана в (4,табл.9.35)

Определим объем реализованной продукции

Суммарные издержки И=ИамЛЭП+Иамору+УИ потерь

Коэффициенты 2.8 и 9.4 при расчете ежегодных издержк на амортизацию и обслуживание выбираются из (4,табл.8.2)

ДWЛЭПА-1=3?0,119142?5,5?5553,84=1300,74 кВт?ч

ДWЛЭПА-2=3?0,10982?11,05?5553,84=2219,63 кВт?ч

ДWЛЭП1-2=3?0,04472?8,22?5553,84=273,7 кВт?ч

ДWЛЭПА-3=3?0,04342?10,14?5553,84=318,22кВт?ч

ДWЛЭПА-4=3?0,045912?11,29?5553,84=396,5 кВт?ч

?Ипотерь=(1300,74+2219,63+273,7+318,22+396,5) 2,04=9197,93 тыс. руб.

И?= 2667,034+1592,172+9197,93=13457,136тыс. руб.

Определим налог на прибыль:

Н=0.22П

Где П-прибыль.

Рентабильность:

проектирование районная электрическая сеть

Определим срок окупаемости:

Приведенные затраты определим по формуле;

Расчет варианта №2.

Где 30-коэффициент пересчета к ценам 1985 года.



Стоимость трансформаторов приведена в (4,табл.9.19)

№ ПС	1	2	3	4
Тип трансформаторов	ТРДН-16000/110	ТРДН-25000/110	ТРДН-16000/110	ТРДН-16000/110
Стоимость трансформаторов,тыс.руб	63	84	63	63

Постоянная часть затрат по подстанциям 35-110кВ дана в (4,табл.9.35)

Определим объем реализованной продукции

Суммарные издержки И=ИамЛЭП+Иамору+УИ потерь



Коэффициенты 2.8 и 9.4 при расчете ежегодных издержк на амортизацию и обслуживание выбираются из (4,табл.8.2)

ДWЛЭПА-1=3?0,037122?10,5?5553,84=188,713 кВт?ч

ДWЛЭПА-2=3?0,077322?8,22?5553,84=816,793 кВт?ч

ДWЛЭПА-3=3?0,076722?11,05?5553,84=1083,72 кВт?ч

ДWЛЭП3-4=3?0,10162?5,5?5553,84=945,942кВт?ч

ДWЛЭПА-4=3?0,09812?10,14?5553,84=1625,89 кВт?ч

?Ипотерь=(188,713+816,793+1083,72+945,942+1625,89) 2,04=9508,56 тыс. руб.

И?=3009,99+1592,172+9508,6=14110,72 тыс. руб.

Определим налог на прибыль:

Н=0.22П

Где П-прибыль.



Рентабильность:

Определим срок окупаемости:

Приведенные затраты определим по формуле;

Вывод:

Из выбранных мною двух схем, наиболее экономичной оказалась схема № 1.

9. Расчет режимов сети

9.1 Максимальный режим

Целью расчета максимального режима сети обычно является проверка выполнения технических условий, то есть соответствие токов в отдельных элементах и напряжений в узлах сети допустимыми значениями.

9.1.1 Определение расчетной нагрузки ПС и расчет потерь в трансформаторах

Расчетная нагрузка ПС определяется по формуле:

,

где - нагрузка i-ой ПС;

- потери полной мощности в трансформаторе, МВА;

- реактивные мощности, генерируемые в начале линии da и конце линии ab, Мвар.

Емкостные мощности линий определяются по номинальным напряжениям:

,

,

где - емкостные проводимости линий.

Для одноцепных линий емкостная проводимость определяется следующим образом:

,

где - удельная емкостная проводимость линии (выбирается по [4, табл. 7.5], исходя из марки провода), См/км;

- длина линии, км.

Для двухцепных линий:

Определим потери мощности в трансформаторе согласно выражениям:

,

,

где k - количество одинаковых трансформаторов ПС;

- полная мощность i-ой ПС;

, , , - каталожные данные.

Потери полной мощности в трансформаторе определяются по формуле:

Для ПС № 1 ():

.

Для ПС № 2 ():

.

Для ПС № 3 ():



.

Для ПС № 4 ():

.

Определим расчетные нагрузки соответствующих ПС:

;

;



;

;

9.1.2 Расчет перетоков мощностей с учетом потерь в линии

Определим полные сопротивления линий [4, табл. 7.5].

Линия	Марка провода
А - 1	АС - 120/19
A - 2	АС - 120/19
1 - 2	АС - 120/19
A - 3	АС - 120/19
A - 4	АС - 120/19

С помощью выражения:

Приближенное потокораспределение в кольце(без учета потерь мощности), для соответсвующих линий:

По первому закону Кирхгофа распределение полной мощности в линии 1 - 2:

Нагрузка в узле 1 равна:



Потери мощности в линии A - 1:

Мощность в начале линии А - 1:

Для линии А - 2:

Потери мощности в линииA - 2:

Мощность в начале линии А - 2:



Для линии 1 - 2:

Потери мощности в линии 1 - 2:

Мощность в начале линии 1 - 2:

Радиальная линия А - 3:

MBA

Потери мощности в линии A - 3:

MBA

Мощность в начале линии A- 3:

 MBA

Потери мощности в линии А - 4:

MBA

MBA

Мощность в начале линии А- 4:

MBA

9.2 Определение значения напряжения в узловых точках(в точках на стороне ВН) в максимальном режиме

Для ПС № 1:

Для ПС № 2:

Для ПС № 3:

Для ПС № 9:

9.3 Регулирование напряжения в электрической сетимаксимальном режиме

На подстанциях 2,7,8 и 9 установлены трансформаторы с расщепленными обмотками, поэтому определяется по формуле:

,

Где

;

;

;

;

,

Где

;

.

Используя выше приведенные формулы определим соответствующие показатели для всех подстанций.

Для ПС № 1, 3 и 4 ():

;

;

;

;

;

;

;

;

;

;

;

;

;

;

;

;

;

;

;

Для ПС № 2 ():

;

;

;

;

;

;

;

Ответвление регулируемой части обмотки, обеспечивающее желаемое напряжение на шинах низшего напряжения , определим по выражению:

Для ПС № 1:

, округляем nотв= -1.

Действительное напряжение на шинах низшего напряжения подстанций определим по формуле:

Для ПС № 2:

, округляем nотв= -2

Для ПС № 3:

, округляем nотв= -2



Для ПС № 4:

, округляем -2

Результаты расчета запишем в таблицу 9. Таблица 9

№ ПС
1	112,67	-3,64	-2	10,72	2,1
2	111,281	-4,3	-1	10,64	1,38
3	111,66	-4,11	-2	10,6	0,952
4	112,204	-3,857	-2	11,623	1,17

9.4 Послеаварийный режим

Особо тяжелыми для работы сети могут оказаться так называемые послеаварийные режимы, которые возникают после каких-либо отключений, вызванные повреждением оборудования. Рассмотрим послеаварийные режим, возникающий при наибольших нагрузках сети, когда требуется мобилизация всех имеющихся возможностей.

Определим расчетную мощность подстанции № 2

;

Мощность в начале линии 1 - 2:

Потери мощности в линии 1 - 2: при обрыве линии А - 2:

Мощность в начале линии 1 - 2:

Для линии А - 1:

;

Потери мощности в линии A - 1:

Мощность в начале линии А - 1:

Для линии А - 3:

;

Потери мощности в линии A - 3:

Мощность в начале линии А - 3:

Для линии А - 4:

;

Потери мощности в линии A - 4:

Мощность в начале линии А - 4:

9.5 Определение значения напряжения в узловых точках в послеаварийном режиме

Для ПС № 1:

Для ПС № 2:



Для ПС № 3:

Для ПС № 4:

9.6 Регулирование напряжения в электрической сети в послеаварийном режиме



Ответвление регулируемой части обмотки:

Для ПС № 1:

, округляем -7

Для ПС № 2:

, округляем -7.

Для ПС № 3:

, округляем .

Для ПС № 4:

, округляем

Результаты расчета запишем в таблицу 10.

Таблица 10.

№ ПС
1	100,571	-7,05	-7	10,634	1,276
2	101,537	-6,577	-7	10,687	1,78
3	101,333	-6,677	-7	10,671	1,628
4	101,93	-6,385	-6	10,61	1,05

Список используемой литературы

Идельчик В.И. - «Электроэнергетические системы и сети», Москва, Энергоатомиздат, 1989 г;

Крючков И.П. и Неклепаев Б.Н. - «Электрическая часть станций и подстанций», справочник, Москва, Энергия, 1977 г;

Рокотян С.С. и Шапиро И.М. - «Справочник по проектированию электроэнергетических систем» 3-е издание, переработанное и дополненное, Москва, Энергоатомиздат, 1985 г.

Солдаткина Л.А. - «Электрические сети и системы»: учебное пособие для вузов. Москва, Энергия, 1978 г.;

Размещено на Allbest.ru