Электроснабжение сетевого района Рязаньэнерго

Выбор графа, схемы и номинального напряжения проектируемой электрической сети. Расчет основных нормальных и утяжеленных режимов работы сети. Основные экономические показатели, схема электроснабжения и расчетная схема спроектированного сетевого района.

Рубрика Физика и энергетика
Вид курсовая работа
Язык русский
Дата добавления 19.12.2014
Размер файла 1,2 M

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Размещено на http://www.allbest.ru

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РФ

ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ

«Чувашский государственный университет имени И.Н. Ульянова»

Факультет энергетики и электротехники

Кафедра электроснабжения промышленных предприятий

КУРСОВОЙ ПРОЕКТ

по учебной дисциплине

«ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ СИСТЕМЫ И СЕТИ»

Тема: Электроснабжение сетевого района Рязаньэнерго

Вариант 18

Выполнил: студент группы ЗЭЭ-11-11

Никитин С.М.

Руководитель проекта: Степанов И.Н.

Чебоксары 2013г.

СОДЕРЖАНИЕ

Исходные данные

1. Выбор графа, схемы и номинального напряжения проектируемой электрической сети

1.1 Выбор графа проектируемой сети

1.2 Распределение мощностей по ЛЭП электрической сети

1.3 Выбор номинального напряжения электрической сети

1.4 Баланс мощностей в сетевом районе

1.5 Выбор схемы проектируемой электрической сети

1.6 Выбор марки и сечения провода ЛЭП

1.7 Выбор номинальной мощности трансформаторов районных понизительных ПС

1.8 Основные технико-экономические показатели проектируемой сети

2. Расчет основных нормальных и утяжеленных режимов работы сети

2.1 Расчетная схема электрической сети

2.2 Исходные данные к расчету режимов работы электрической системы на ЭВМ

2.3 Результаты расчета и анализ показателей режимов работы районной сети

2.4 Расчет основного режима максимальных нагрузок методом последовательных приближений в два этапа одного из элементов сети

3. Регулирование напряжения в электрической сети

4. Основные технико-экономические показатели (ТЭП) спроектированной сети

4.1 Основные ТЭП линий электропередачи

5. Графическая часть проекта

5.1 Схема электроснабжения и расчетная схема спроектированного сетевого района

5.2 Векторная диаграмма токов и напряжений двух параллельно включенных трансформаторов ПС

ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ

Название энергосистемы, состав приемников электрической энергии по категориям надежности в пунктах, коэффициент попадания максимальных потерь мощности в максимум нагрузки энергосистемы:

Таблица 1

Сетевой район энергосистемы

Состав, %, приемников электроэнергии в пунктах питания по категории надежности

1

2

3

4

5

I

II

III

I

II

III

I

II

III

I

II

III

I

II

III

Рязаньэнерго

0,88

9

80

11

9

63

28

2

74

24

9

69

22

3

75

22

электрический сеть схема электроснабжение

Сведения о максимальных нагрузках, коэффициенте мощности, числе часов использования максимальной нагрузки на трансформаторных подстанциях сетевых районов:

Таблица 2

Максимальная нагрузка, МВА, в пункте

Коэффициент мощности, о.е., в пункте

Число часов использования максимальной нагрузки в пункте

1

2

3

4

5

1

2

3

4

5

1

2

3

4

5

55

70

60

80

70

0,83

0,85

0,87

0,9

0,91

7010

6040

5000

4800

6020

Координаты (км) расположения пунктов питания и потребления электрической энергии:

Таблица 3

А

В

1

2

3

4

5

X

Y

X

Y

X

Y

X

Y

X

Y

X

Y

X

Y

20

30

70

10

20

60

40

50

55

45

50

10

10

10

Коэффициенты аварийной перегрузки силовых трансформаторов общего назначения:

Таблица 4

Коэффициент, о.е., аварийной перегрузки трансформаторов в пункте

1

2

3

4

5

1,4

1,6

1,2

1,1

1,4

Номинальные напряжения распределительных сетей потребителей электроэнергии; средний коэффициент мощности генераторов станций; минимальная нагрузка в процентах от максимальной:

Таблица 5

Номинальное напряжение, кВ, распределительной сети потребителей электроэнергии в пунктах

Средний коэффициент мощности генераторов,

Минимальная нагрузка, %, от максимальной

1

2

3

4

5

6

10

6

10

6

0,84

49

1. ВЫБОР ГРАФА, СХЕМЫ И НОМИНАЛЬНОГО НАПРЯЖЕНИЯ ПРОЕКТИРУЕМОЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ

Электрическая сеть представляет собой совокупность электроустановок передачи и распределения электрической энергии, состоящей из подстанции, распределительных устройств, токопроводов, воздушных (ВЛ) и кабельных (КЛ) линий электропередачи (ЛЭП), работающих на определенной территории.

1.1 Выбор графа проектируемой сети

Вариант 1

Рисунок 1.1.1 - Граф электрической сети (вариант 1)

Расчет длин линий

Используя рекомендации проектных организаций, основанных на нормативных документах и опыте проектирования электрических сетей в современных условиях, необходимо принимать длину ЛЭП с учетом удлинения трасс [3.C.164]. Для сетевого района Рязаньэнерго (ОЭС Центра) коэффициент удлинения .

Длины участков ЛЭП между приемниками сведены в таблицу 1.1.1.

Таблица 1.1.1

Участки ЛЭП

А-2

А-4

А-5

1-2

2-3

3-В

4-В

32,81

41,82

25,94

25,94

18,34

44,17

23,2

Вариант 2

Расчет длин линий

Используя рекомендации проектных организаций, основанных на нормативных документах и опыте проектирования электрических сетей в современных условиях, необходимо принимать длину ЛЭП с учетом удлинения трасс [3.C.164]. Для сетевого района Рязаньэнерго (ОЭС Центра) коэффициент удлинения .

Длины участков ЛЭП между приемниками сведены в таблицу 1.1.2.

Рисунок 1.1.2 - Граф электрической сети (вариант 2)

Таблица 1.1.2

Участки ЛЭП

A-2

А-5

1-2

2-3

3-В

4-В

4-5

32,81

25,94

25,94

18,34

44,17

23,2

46,4

1.2 Распределение мощностей по ЛЭП электрической сети

1.2.1 Распределение активных мощностей

Распределение активных мощностей по ЛЭП рекомендуется определять упрощенно, считая сеть однородной, по методике:

Значения мощностей потребителей сведены в таблицу 1.2.1.

Таблица 1.2.1.

Потребители

Мощности

1

55

45,65

30,68

0,83

0,58

2

70

59,5

36,87

0,85

0,53

3

60

52,2

29,58

0,87

0,49

4

80

72

34,87

0,9

0,44

5

70

63,7

29,02

0,91

0,41

Суммарная активная и реактивная мощности потребителей:

Полная мощность всех потребителей:

Найдем генерируемую активную мощность. Примем источника А равной 70% от суммарной мощности потребителей узлов нагрузки:

Для варианта 1:

Распределение активных мощностей по ЛЭП определим упрощенно, считая сеть однородной. В однородной сети сопротивления отдельных участков ЛЭП эквивалентны их длинам.

Распределение активной мощности в замкнутой сети найдем, развернув кольцо по источнику А (рисунок 1.2.1).

Рисунок 1.2.1

Проверка: сумма перетоков мощности на головных участках должна быть равна сумме потребляемой мощности:

Как видно, равенство выполняется. Мощности на участках 2-3, 3-В, В-4 найдем из баланса активных мощностей в узлах 2,3,В и 4 соответственно:

Таблица 1.2.1

102,31

39,12

63,7

55,04

32,88

2,84

45,65

Все перетоки мощности в кольце указаны на рисунке 1.2.1. Значения мощностей в линиях сведены в таблицу 1.2.1.

Для варианта 2:

В однородной сети сопротивления отдельных участков ЛЭП эквивалентны их длинам:

Распределение активной мощности в замкнутых сетях найдем, развернув кольца (рисунок 1.2.2).

Рисунок 1.2.2

Проверка: сумма перетоков мощности на головных участках должна быть равна сумме потребляемой мощности:

Как видно, равенство выполняется. Мощности на участках 2-3, 3-В, В-4, 4-5 найдем из баланса активных мощностей в узлах 2, 3, В, 4 и 5 соответственно:

Все перетоки мощности в кольце указаны на рисунке 1.2.2. Значения мощностей в линиях сведены в таблицу 1.2.2.

Таблица 1.2.2

117,25

87,875

40,1

47,725

12,1

24,275

45,65

1.2.2 Распределение реактивных мощностей

Для варианта 1:

Рисунок 1.2.3

Распределение активной мощности в замкнутой сети найдем, развернув кольцо по источнику А (рисунок 1.2.3).

Проверка: сумма перетоков мощности на головных участках должна быть равна сумме потребляемой мощности:

Как видно, равенство выполняется. Мощности на участках 2-3, 3-В, В-4 найдем из баланса активных мощностей в узлах 2,3,В и 4 соответственно:

Все перетоки мощности в кольце указаны на рисунке 1.2.3. Значения мощностей в линиях сведены в таблицу 1.2.3.

Таблица 1.2.3

63,38

20,31

29,02

33,75

14,56

4,17

30,68

Для варианта 2:

Рисунок 1.2.4

Распределение активной мощности в замкнутых сетях найдем, развернув кольца (рисунок 1.2.4).

Проверка: сумма перетоков мощности на головных участках должна быть равна сумме потребляемой мощности:

Как видно, равенство выполняется. Мощности на участках 2-3, 3-В, В-4, 4-5 найдем из баланса активных мощностей в узлах 2, 3, В, 4 и 5 соответственно:

Все перетоки мощности в кольце указаны на рисунке 1.2.4. Значения мощностей в линиях сведены в таблицу 1.2.4.

Таблица 1.2.4

70,56

42,15

26,57

21,74

3,01

13,13

30,68

1.3 Выбор номинального напряжения электрической сети

Напряжение определяет параметры ЛЭП и электрооборудования подстанций и сетей, а, следовательно, размеры капиталовложений, расход цветного металла, потери электроэнергии и эксплуатационные расходы. В основном номинальное напряжение определяется передаваемой активной мощностью и длиной линии. Для предварительной оценки возможного номинального напряжения электропередачи рекомендуется использовать эмпирическую формулу Г.А. Илларионова:

Используя данную формулу, получим нестандартные значения напряжений для отдельных линий районной сети.

Для варианта 1:

Проектируем сеть на Uном=220 кВ.

Для варианта 2:

Проектируем сеть на Uном=220 кВ. Результаты расчетов сведены в таблицы 1.3.1 и 1.3.2 для вариантов 1 и 2 соотвественно.

Таблица 1.3.1

Напряжения

Значение напряжений, кВ, участков ЛЭП

А-2

А-4

А-5

В-4

В-3

3-2

2-1

Рациональное

158,76

114,81

101,14

101,23

132,75

32,19

88,11

Номинальное

220

220

220

220

220

220

220

Таблица 1.3.2

Напряжения

Значение напряжений, кВ, участков ЛЭП

А-2

А-5

В-4

В-3

5-4

2-3

2-1

Рациональное

165,36

144,78

116,34

116,57

93,68

65,27

88,11

Номинальное

220

220

220

220

220

220

220

1.4 Баланс мощностей в сетевом районе

1.4.1 Баланс активной мощности в сетевом районе

Под балансом мощностей понимается равенство вырабатываемой и потребляемой мощностей:

где одновременно потребляемая активная мощность; суммарные потери активной мощности (4-6% от мощности генерируемых электростанций); мощность резерва; собственные нужды электрических станций.

1.4.2 Баланс реактивной мощности в сетевом районе

Поскольку часть реактивной мощности экономически целесообразно вырабатывать децентрализовано, то условие баланса реактивной мощности может быть записано в следующем виде:

где реактивная мощность, которая может быть получена от генераторов электростанции; реактивная мощность компенсирующих устройств, а именно дополнительных источников реактивной мощности; реактивная мощность, генерируемая емкостью линий электропередачи; реактивная мощность, одновременно потребляемая приемниками электроэнергии, присоединенными к подстанциям сетевого района; потери реактивной мощности в элементах электрической сети.

Для 220 кВ:

было посчитано ранее (см. выше п.1.2.).

Для варианта 1:

Так как мощность компенсирующих устройств получилось меньше нуля, то на подстанциях не требуется установка компенсирующих устройств.

Для варианта 2:

Так как мощность компенсирующих устройств получилось меньше нуля, то на подстанциях не требуется установка компенсирующих устройств.

1.5 Выбор схемы проектируемой электрической сети

При разработке схемы электроснабжения сетевого района учитываются местоположение источников питания и районных понизительных подстанций, применяемые на данной территории номинальные напряжения, наиболее целесообразный граф (конфигурация) сети, число ступеней трансформации и схема электрических соединений подстанций, выбираемая на основе рекомендаций. Задача проектирования схемы сети достаточно сложна и решается с учетом опыта проектирования на основе технико-экономических расчетов.

1.6 Выбор марки и сечения провода ЛЭП

Выбор марки проводов ЛЭП.

Для варианта 1:

Рисунок 1.6.1

Точки потокораздела позволяет считать рассматриваемую сеть (рис.1.2.1) как несколько сетей с односторонним питанием (рис.1.6.1).

Для линий А - 2 и 3 - 2 время использования максимальной нагрузки определяется графиком потребления узла 2.

Для линий В - 4 и А - 4 время использования максимальной нагрузки определяется графиком потребления узла 4.

Для линии В - 3 время использования максимальной нагрузки может быть найдено по формуле:

Для линии 2 - 1 время использования максимальной нагрузки определяется графиком потребления узла 1.

Для линии А - 5 время использования максимальной нагрузки определяется графиком потребления узла 5.

Максимальный ток нормального режима в линиях определяется по формуле:

Для одноцепных линий:

Для двухцепных линий:

Определим максимальный ток нормального режима в линии А - 2:

Определим максимальный ток нормального режима в линии А - 3:

Определим максимальный ток нормального режима в линии В - 4:

Определим максимальный ток нормального режима в линии В - 3:

Определим максимальный ток нормального режима в линии 3 - 2:

Определим максимальный ток нормального режима в линии А - 5:

Определим максимальный ток нормального режима в линии 1 - 2:

Для линий А-2, 2-3, В-3, А-5, 1-2 имеем:

Для линий В - 4, А - 4:

Выбор сечения по плотности тока:

Результаты сведены в таблицу 1.6.1.

Таблица 1.6.1

Участки ЛЭП

Тм.а.

Imax

F,мм2

А - 2

6040

319,64

400

2 - 3

6040

8,87

35

В - 3

5053

171,96

185

В - 4

4800

102,72

95

А - 4

4800

119,1

120

А - 5

6020

99,51

120

1 - 2

7010

71,31

95

Выбор сечения по нагреву.

Для выбора сечения проводов ЛЭП по нагреву используют значение максимального тока утяжеленного режима. По этому току [3.табл.7.8] принимается такое сечение провода, для которого длительный допустимый ток был бы больше или равен максимальному току ЛЭП утяжеленного режима.

Для одноцепных линий ток утяжеленного режима определяется таким образом, чтобы при отключении какой-либо иной линии мощность в данной линии была бы наибольшей.

Рассмотрим линию А - 5:

Рассмотрим линию 1 - 2:

Рассмотрим линии связанные в кольцо:

а) при отключении линии А - 2:

Рассмотрим линию А - 4:

Рассмотрим линию В - 4:

Рассмотрим линию В - 3:

Рассмотрим линию 2 - 3:

б) при отключении линии В - 3:

Рассмотрим линию А - 2:

Рассмотрим линию А - 4:

Рассмотрим линию В - 4:

Рассмотрим линию 2 - 3:

Рассматривать отключения остальных участков кольцевой сети не имеет смысла, т.к. значения мощностей на рассматриваемых участках будет меньше уже рассмотренных. Максимальные значения токов утяжеленного режима занесем в таблицу 1.6.2.

Таблица 1.6.2

Участки ЛЭП

А-2

А-4

А-5

1-2

2-3

3-В

4-В

491,59

441,85

199,02

142,62

328,51

491,59

274,68

Выбор сечения по условию потери энергии на корону. По условию потери энергии на корону сечения проводов ЛЭП должны быть не менее минимально допустимых значений. Для ЛЭП напряжением 220 кВ сечение провода должно быть не менее 240/39 мм2, для напряжения 110 кВ 70/11 мм2.

Отношение А:С выбираются согласно указаниям [5.С.23].

Рязаньэнерго: район по гололеду II. Нормативная толщина стенки гололеда 10 мм2 с повторяемостью 1 раз в 10 лет [1.табл.8.4]. Т.е. С-А провода в данном регионе выбираются при площади сечения до 185 мм2 с отношением А:С = 6,0 - 6,25; при площади сечения 240 мм2 и более - с отношением А:С = 7,71 - 8,04.

Сечения и выбранные марки проводов сведем в таблицу 1.6.3.

Таблица 1.6.3

ЛЭП

Ток

Площадь сечения, мм2, по условию выбора

Сечение проводов марки

А/С, мм2

между узлами

длина, км

число цепей

Imax, А

Iут, А

Iдд, А

Экономической плотности тока

нагрева

короны

А - 2

32,81

1

319,64

491,59

510

400

185

240/39

400/51

2 - 3

18,34

1

8,87

328,51

330

35

95

240/39

240/39

В - 3

44,17

1

171,96

491,59

510

185

185

240/39

240/39

В - 4

23,2

1

102,72

274,68

330

95

95

240/39

240/39

А - 4

41,82

1

119,1

441,85

450

120

150

240/39

240/39

А - 5

25,94

2

99,51

199,02

210

120

50

240/39

240/39

1 - 2

25,94

2

71,31

142,62

210

95

120

240/39

240/39

Расчетные данные сталеалюминевых выбранных для построения сети проводов сведены в таблицу 1.6.4.

Таблица 1.6.4

Номинальное сечение, мм2 (алюминий/сталь)

Электрическое сопротивление постоянному току при 20оС, Ом/км, не более

240/39

0,124

400/51

0,076

Для варианта 2:

Точки потокораздела позволяет считать рассматриваемую сеть (рис.1.1.2) как несколько сетей с односторонним питанием (рис.1.6.2).

Рисунок 1.6.2

Для линий 2 - 3 и В - 3 время использования максимальной нагрузки определяется графиком потребления узла 3.

Для линий В - 4 и 5 - 4 время использования максимальной нагрузки определяется графиком потребления узла 4.

Для линии А - 2, А - 5, 2 - 1 время использования максимальной нагрузки может быть найдено по формуле:

Максимальный ток нормального режима в линиях определяется по формуле:

Для одноцепных линий:

Для двухцепных линий:

Определим максимальный ток нормального режима в линии А - 2:

Определим максимальный ток нормального режима в линии А - 5:

Определим максимальный ток нормального режима в линии 2 - 3:

Определим максимальный ток нормального режима в линии 5 - 4:

Определим максимальный ток нормального режима в линии В - 4:

Определим максимальный ток нормального режима в линии В - 3:

Определим максимальный ток нормального режима в линии 1 - 2:

Для линий А - 2, А - 5, 1 - 2 имеем:

Для линий В - 4, В - 3, 2 - 3, 5 - 4:

Выбор сечения по плотности тока:

Результаты сведены в таблицу 1.6.5.

Таблица 1.6.5

Участки ЛЭП

Тм.а.

Imax

F,мм2

А - 2

5864

366,16

400

А - 5

5683

274,71

300

2 - 3

5000

37,65

35

5 - 4

4800

75,7

70

В - 4

4800

149,24

150

В - 3

5000

125,44

120

1 - 2

7010

142,62

150

Выбор сечения по нагреву.

Для выбора сечения проводов ЛЭП по нагреву используют значение максимального тока утяжеленного режима. По этому току [3.табл.7.8] принимается такое сечение провода, для которого длительный допустимый ток был бы больше или равен максимальному току ЛЭП утяжеленного режима.

Для одноцепных линий ток утяжеленного режима определяется таким образом, чтобы при отключении какой-либо иной линии мощность в данной линии была бы наибольшей.

Рассмотрим линию 1 - 2:

Рассмотрим линии связанные в кольцо:

а) при отключении линии А - 2:

Рассмотрим линию А - 5:

Рассмотрим линию 5 - 4:

Рассмотрим линию В - 4:

Рассмотрим линию В - 3:

Рассмотрим линию 2 - 3:

б) при отключении линии А - 5:

Рассмотрим линию А - 2:

Рассмотрим линию 2 - 3:

Рассмотрим линию В - 3:

Рассмотрим линию В - 4:

Рассмотрим линию 5 - 4:

Рассматривать отключения остальных участков кольцевой сети не имеет смысла, т.к. значения мощностей на рассматриваемых участках будет меньше уже рассмотренных. Максимальные значения токов утяжеленного режима занесем в таблицу 1.6.6.

Таблица 1.6.6

Участки ЛЭП

А-2

А-5

В-4

В-3

5-4

2-3

1-2

640,87

640,87

423,95

491,59

441,85

328,51

285,24

Выбор сечения по условию потери энергии на корону. По условию потери энергии на корону сечения проводов ЛЭП должны быть не менее минимально допустимых значений. Для ЛЭП напряжением 220 кВ сечение провода должно быть не менее , для напряжения 110 кВ 70/11 мм2.

Отношение А:С выбираются согласно указаниям [5.С.23].

Рязаньэнерго: район по гололеду II. Нормативная толщина стенки гололеда 10 мм2 с повторяемостью 1 раз в 10 лет [1.табл.8.4]. Т.е. С-А провода в данном регионе выбираются при площади сечения до 185 мм2 с отношением А:С = 6,0 - 6,25; при площади сечения 240 мм2 и более - с отношением А:С = 7,71 - 8,04.

Сечения и выбранные марки проводов сведем в таблицу 1.6.7.

Таблица 1.6.7

ЛЭП

Ток

Площадь сечения, мм2, по условию выбора

Сечение проводов марки

А/С, мм2

между узлами

длина, км

число цепей

Imax, А

Iут, А

Iдд, А

Экономической плотности тока

нагрева

короны

А - 2

32,81

1

366,16

640,87

690

400

300

400/51

400/51

А - 5

25,94

1

274,71

640,87

690

35

300

240/39

300/39

2 - 3

18,34

1

37,65

328,51

390

185

120

240/39

240/39

5 - 4

46,4

1

75,7

441,85

450

95

150

240/39

240/39

В - 4

23,2

1

149,24

423,95

450

120

150

240/39

240/39

В - 3

44,17

1

125,44

491,59

510

240

185

240/39

240/39

1 - 2

25,94

2

142,62

285,24

330

150

95

240/39

240/39

Расчетные данные сталеалюминевых выбранных для построения сети проводов сведены в таблицу 1.6.8.

Таблица 1.6.8

Номинальное сечение, мм2 (алюминий/сталь)

Электрическое сопротивление постоянному току при 20оС, Ом/км, не более

240/39

0,124

300/39

0,098

400/51

0,076

1.7 Выбор номинальной мощности трансформаторов районных понизительных подстанций

Силовые трансформаторы выбираются по числу, типу и номинальной мощности. Число трансформаторов зависит от категорий надежности приемников электрической энергии и от мощности, а также наличия резервных источников питания в сетях низшего напряжения.

Приемники электрической энергии I категории необходимо обеспечивать, а II категории - рекомендуется обеспечивать электроэнергией от двух независимых взаимно резервируемых источников питания. Поэтому при наличии в пунктах приема электроэнергии потребителей I-й и II-й категории, то на районных подстанциях требуется устанавливать не менее двух трансформаторов.

Устанавливаемые на районных подстанциях двухобмоточные трансформаторы должны иметь встроенные устройства регулирования напряжения под нагрузкой (РПН).

Номинальная мощность трансформатора выбирается из условия обеспечения нормального режима его работы с учетом перегрузочной способности. Значения коэффициентов аварийной перегрузки трансформаторов на подстанциях приведены в таблице 4 (раздел исходные данные).

где и коэффициенты участия в суммарной нагрузке потребителей первой и второй категорий i-й подстанции, допустимый коэффициент аварийной перегрузки трансформатора, значение которого принимается согласно исходным данным.

Для варианта 1:

Подстанция 1:

выбираем трансформатор ТРДН-40000/220.

Подстанция 2:

выбираем трансформатор ТРДН-40000/220.

Подстанция 3:

выбираем трансформатор ТРДН-40000/220.

Подстанция 4:

выбираем трансформатор ТРДЦН-63000/220.

Подстанция 5:

выбираем трансформатор ТРДЦН-40000/220.

Рассчитаем коэффициент загрузки трансформаторов на каждой подстанции для нормального режима работы по формуле:

Коэффициент загрузки трансформаторов должен иметь значение близкое к 0,7, но не должен превышать 0,9. Полученные данные заносим в таблицу 1.7.2. Сведения о выбранных трансформаторах занесем в таблицу 1.7.3.

Таблица 1.7.2

Параметр, ед. измерения

Подстанция

1

2

3

4

5

Sт, МВА

34,96

31,5

38

56,73

39

Sном, МВА

40

40

40

63

40

kзi, о.е.

0,688

0,875

0,75

0,635

0,875

Тип трансформатора

ТРДН-40000/220

ТРДН-40000/220

ТРДН-40000/220

ТРДЦН-63000/220

ТРДЦН-40000/220

Таблица 1.7.3

Тип

Sном, МВА

Каталожные данные

Расчетные данные

№ ПС

Uном обмоток, кВ

Uк, %

Pк, кВт

Pх, кВт

Iх, %

rт, Ом

xт, Ом

Qх, кВар

ВН

НН

ТРДН-40000/220

40

230

11/11; 6,6/6,6;

12

170

50

0,9

5,621

158,7

0,36

1,2,3,5

ТРДЦН-63000/220

63

230

6,6/6,6; 11/11

12

300

82

0,8

3,998

100,762

0,504

4

Для варианта 2:

Т.к. в нашей системе нет устройств компенсирующих реактивную мощность, то выбор трансформаторов на подстанциях сети будет идентичен варианту 1. Данные трансформаторов подстанций системы см. вариант 1 табл. 1.7.1 и табл. 1.7.2

1.8 Основные технико-экономические показатели проектируемой сети

Технико-экономические показатели складываются из инвестиций (капиталовложений) и расходов, необходимых для эксплуатации электрической сети.

Необходимо определить следующие основные технико-экономические показатели: капиталовложения на сооружение линий электропередачи, РУ ВН и установки силовых трансформаторов; ежегодные (текущие) расходы по линиям, подстанциям и сети в целом.

Капитальные вложения на сооружение ЛЭП определяются по формуле:

,

где n - число воздушных линий электропередачи сетевого района, Kу.лi - удельная стоимость 1 км воздушных линий с учетом климатических условий, тыс. р/км; km - территориальный поясной (укрупненный зональный) коэффициент.

Капитальные вложения на сооружение ПС определяются по формуле:

,

где Kтi и Kяj - стоимость трансформаторов, ячеек ОРУ с выключателями разных уровней номинального напряжения районных ЛЭП; m, n - число трансформаторов, ячеек ОРУ с выключателями разных напряжений соответственно.

Капиталовложения на сооружение ЗРУ 6-10 кВ рассчитывается приближенно, с учетом стоимости основных ячеек. В числе последних следует учесть ячейки выключателей понижающих трансформаторов, секционных выключателей и выключателей 6-10 кВ, отходящих от шин понизительных подстанций. Количество таких линий определяется условно исходя из суммарной нагрузки подстанции. По одной линии в нормальных режимах сети при напряжении 6 кВ передается 2…3 МВА, а при 10 кВ - 3…4 МВА.

УПС ячеек включает стоимость выключателей, отделителей, короткозамыкателей, трансформаторов тока и напряжения, аппаратуры цепей управления, сигнализации, автоматики и релейной защиты, контрольных кабелей, ошиновки, металлоконструкций и фундаментов конструкции и связанных с их установкой строительно-монтажных работ.

Таким образом, сумма капитальных вложений на сооружение ЛЭП и трансформаторных подстанций ориентировочно определяет стоимость варианта проектируемой сети:

Ежегодные эксплуатационные расходы состоят из амортизационных отчислений Cа, отчислений на обслуживание Со и возмещение стоимости потерь электроэнергии в элементах сети Cп:

где n, m - число ЛЭП и трансформаторных подстанций соответственно, а.лi, а.пс.j - нормы амортизационных отчислений на воздушные ЛЭП и трансформаторные подстанции в процентах от капитальных вложений.

Отчисления на обслуживание допускается определять по норме отчислений от единовременных затрат (капитальных вложений):

где о.л.i, о.пс.j - нормы отчислений на обслуживание ЛЭП и трансформаторных подстанций.

где и - суммарные потери мощности в элементах сети, зависящие и не зависящие от нагрузкиот нагрузки; i - время наибольших потерь, рассчитываемое по формуле:

Таким образом, сумма отчислений на возмещение стоимости потерь электроэнергии определяется по формуле:

где и - удельные приведенные затраты для значений и Тг соответственно; и - переменные и не зависящие от нагрузок потери электроэнергии соответственно.

Для варианта 1:

Укрупненный зональный коэффициент к стоимости электрических сетей сведен в таблицу 1.8.1 [3.С.324]

Таблица 1.8.1

Объединенные энергосистемы

Коэффициенты

Воздушные линии

Подстанции

Центр

1,0

1,0

Стоимость трансформатора с РПН мощностью 40 МВА расчетная 169 тыс.руб., 63 МВА - 193 тыс.руб. Стоимость воздушного выключателя ОРУ-220 кВ с током отключения более 40 кА 130 тыс.руб. Стоимость моста (3 выключателя) - 280 тыс.руб.

Вычислим капиталовложения на сооружение ЛЭП и трансформаторных подстанций:

Вычислим эксплуатационные расходы:

Определим амортизационные отчисления:

Определим отчисления на обслуживание:

Для Uном = 220 кВ:

Определим возмещение стоимости потерь электроэнергии:

Найдем время наибольших потерь:

Потери в сопротивлениях проводов ЛЭП:

Потери в обмотках трансформаторов подстанций:

Найдем суммарные переменные потери электроэнергии:

Найдем удельные приведенные затраты исходя из графика [5.С.29]:

Постоянные потери мощности (потери холостого хода, потери на корону):

Постоянные потери электроэнергии:

Тогда сумма отчислений на возмещение стоимости потерь электроэнергии будет равна:

Тогда эксплуатационные расходы равны:

Результаты расчетов по линиям и подстанциям занесем в таблицу 1.8.2 и 1.8.3.

Таблица 1.8.2.

ЛЭП между узлами

Марка и площадь сечения провода

Ток основного режима, А

Сопротивление провода одной цепи

Время, ч

Потери электроэнергии, кВт•ч

Затраты на потери электроэнергии

rо, Ом/км

r, Ом

использования Pм, Тм.а

наибольших потерь

удельные, к./(кВт•ч)

суммарные, тыс.р./год

А - 2

400/51

304,07

0,076

2,49

6040

4642,66

750

1,95

77,96

1 - 2

240/39

135,674

0,124

3,22

7010

5962,28

101

1,9

27,348

2 - 3

240/39

8,44

0,124

2,74

6040

4642,66

1

1,95

5,714

В - 3

240/39

163,58

0,124

5,48

5054

3470,23

600

2,0

55,183

В - 4

240/39

97,72

0,124

2,88

4800

3195,79

77

2,05

12,158

А - 4

240/39

116,27

0,124

5,19

4800

3195,79

210

2,05

26,58

А - 5

240/39

189,32

0,124

3,22

6020

4617,19

163

1,95

30,251

Всего:

304,785

Таблица 1.8.3.

Номер ПС

Трансформатор

Потери

Затраты на потери электроэнергии

тип

число

мощности Рх,кВт

электроэнергии, кВт•ч

удельные, к./( кВт•ч)

суммарные, тыс.р./год

1

ТРДН-40000/220

2

36

82

1,9

18,578

2

ТРДН-40000/220

2

36

130

1,95

23,539

3

ТРДН-40000/220

2

36

96

2,0

13,098

4

ТРДЦН-63000/220

2

82

122

2,05

15,986

5

ТРДЦН-40000/220

2

36

130

1,95

23,41

Всего:

94,611

Для варианта 2:

Укрупненный зональный коэффициент к стоимости электрических сетей сведен в таблицу 1.8.1 [3.С.324]

Вычислим капиталовложения на сооружение ЛЭП и трансформаторных подстанций:

Вычислим эксплуатационные расходы:

Определим амортизационные отчисления:

Определим отчисления на обслуживание:

Определим возмещение стоимости потерь электроэнергии:

Найдем время наибольших потерь:

Потери в сопротивлениях проводов ЛЭП:

Потери в обмотках трансформаторов подстанций:

Найдем суммарные потери электроэнергии:

Найдем удельные приведенные затраты исходя из графика [5.С.29]:

Постоянные потери мощности (потери холостого хода, потери на корону):

Постоянные потери электроэнергии:

Тогда сумма отчислений на возмещение стоимости потерь электроэнергии будет равна:

Тогда эксплуатационные расходы равны:

Результаты расчетов занесем в таблицу 1.8.4. По подстанциям все идентично варианту 1 (см. табл. 1.8.3).

Таблица 1.8.4.

ЛЭП между узлами

Марка и площадь сечения провода

Ток основного режима, А

Сопротивление провода одной цепи

Время, ч

Потери электроэнергии, МВт•ч/г

Затраты на потери электроэнергии

rо, Ом/км

r, Ом

использования Pм, Тм.а

наибольших потерь

удельные, к./(кВт•ч)

суммарные, тыс.р./год

А - 2

400/51

346,36

0,076

2,49

5865

4422,14

4435,1

1,95

8648,445

1 - 2

240/39

134,91

0,124

3,22

7010

5962,28

578,36

1,9

1098,884

2 - 3

240/39

35,61

0,124

2,74

5000

3410,93

32,98

2,0

65,96

В - 3

240/39

118,66

0,124

5,48

5000

3410,93

881,84

2,0

1763,68

В - 4

240/39

141,18

0,124

2,88

4800

3195,79

614,32

2,05

1259,356

5 - 4

240/39

71,61

0,124

5,75

4800

3195,79

2184,71

2,05

4478,6555

А - 5

300/39

259,86

0,098

2,54

5684

4199,7

2366,73

1,95

4615,1235

Всего:

21930,104

1.9 Выбор графа, схемы и номинального напряжения проектируемой сети

На основе полученных капитальных вложений и ежегодных эксплуатационных расходов рассчитываются приведенные (расчетные) затраты для каждого из намеченных вариантов электрической сети по формуле:

где и капитальные вложения и ежегодные (текущие) затраты -го варианта электрической сети.

Результаты расчета сведены в таблицы 1.9.1 - 1.9.3.

Таблица 1.9.1

Вариант графа

Капитальные вложения, тыс.р., на сооружение

ЛЭП

ячеек ВН и трансформаторов

сети

1

4456

6563

11125

2

4229

6563

10792

Таблица 1.9.2

Вариант графа

Ежегодные эксплуатационные затраты, тыс.р./г, на сооружение

ЛЭП

ячеек ВН и трансформаторов

сети

1

481,87

715,172

1197,042

2

453,559

715,172

1168,771

Таблица 1.9.3

Вариант графа

Годовые нагрузочные потери эл. энергии,

Капитальные вложения сети тыс.р./г

Ежегодные эксплуатационные затраты, тыс.р./г

Расчетные затраты, тыс.р./г

1

21345,56

11125

1197,042

2549,686

2

22071,39

10792

1168,711

2463,811

Вариант графа 1 электрической сети получился с меньшим значением годовых нагрузочных потерь электроэнергии, но с большими капиталовложениями и ежегодными расходами. Для построения выберем граф 1 (меньшие потери электроэнергии в сети) и дальнейшие расчеты будем проводить для этого графа.

2. РАСЧЕТ ОСНОВНЫХ НОРМАЛЬНЫХ И УТЯЖЕЛЕННЫХ РЕЖИМОВ РАБОТЫ СЕТИ

2.1 Расчетная схема электрической сети

К параметрам схемы замещения ЛЭП относятся активные и индуктивные сопротивления, активные и емкостные проводимости, равномерно распределенные по всей длине линии. Воздушные ЛЭП в основном выполняются сталеалюминевыми проводами, для которых явление поверхностного эффекта ослаблено и может не учитываться.

Активные и индуктивные сопротивления вычисляются по расчетным удельным сопротивлениям проводов на единицу длины ЛЭП:

где - удельное активное сопротивление провода при , L - длина линии, - удельное индуктивное сопротивление, .

Удельное индуктивное сопротивление можно определить по формуле:

где Dсг - среднегеометрическое расстояние между проводами, мм; Rпр - внешний радиус провода, мм; - относительная магнитная проницаемость материала проводника (для сталеалюминиевых проводов берется равной 1).

При расстоянии между проводами отдельных фаз линии, равных и , среднегеометрическое расстояние вычисляется по формуле:

.

Значения и находятся в зависимости от конструктивных параметров различных типов опор. При симметричном расположении проводов одноцепных линий на двухцепных опорах удельное индуктивное сопротивление на 1 км линии мало отличается от сопротивления одноцепной линии, и поэтому среднегеометрическое расстояние для двухцепных ЛЭП можно определить по этой же формуле.

Емкостная проводимость линии, обусловленная емкостями между проводами, проводами и землей, определяется по формуле:

где - удельная проводимость ЛЭП,

Генерируемая линией реактивная мощность, МВар:

Для проектируемой сети с учетом рекомендаций [4.C.380] выбираем следующие типы опор: промежуточная одноцепная свободностоящая ПБ 220-1 и двуцепная свободностоящая ПБ 220-2 (рисунок 2.1.1 а) и б) соответственно).

Определим среднее геометрическое расстояние между проводами опоры ПБ 220-1:

Определим среднее геометрическое расстояние между проводами опоры ПБ 220-2:

Рисунок 2.1.1

Пример расчета схем замещения ЛЭП:

Расчетная схема ЛЭП показана на рисунке 2.1.2.

Рисунок 2.1.2

а) линия А - 2 (АС 400/51, ПБ220-1): dпр = 27,5 мм => rпр = 0,5•dпр = 13,75 мм.

Зарядная мощность в максимальном режиме(1,1·Uном = 242 кВ)

Зарядная мощность в минимальном режиме (Uном = 220 кВ):

б) линия 2 - 3 (АС 240/39, ПБ220-1): dпр = 21,6 мм => rпр = 0,5•dпр = 10,8 мм.

Зарядная мощность в максимальном режиме(1,1·Uном = 242 кВ)

Зарядная мощность в минимальном режиме (Uном = 220 кВ):

в) линия В - 3 (АС 240/39, ПБ220-1): dпр = 21,6 мм => rпр = 0,5•dпр = 10,8 мм.

Зарядная мощность в максимальном режиме(1,1·Uном = 242 кВ)

Зарядная мощность в минимальном режиме (Uном = 220 кВ):

г) линия В - 4 (АС 240/39, ПБ220-1): dпр = 21,6 мм => rпр = 0,5•dпр = 10,8 мм.

Зарядная мощность в максимальном режиме(1,1·Uном = 242 кВ)

Зарядная мощность в минимальном режиме (Uном = 220 кВ):

д) линия А - 4 (АС 240/39, ПБ220-1): dпр = 21,6 мм => rпр = 0,5•dпр = 10,8 мм.

Зарядная мощность в максимальном режиме(1,1·Uном = 242 кВ)

Зарядная мощность в минимальном режиме (Uном = 220 кВ):

е) линия А - 5 (АС 240/39, ПБ220-2):

dпр = 21,6 мм => rпр = 0,5•dпр = 10,8 мм.

Зарядная мощность в максимальном режиме(1,1·Uном = 242 кВ)

Зарядная мощность в минимальном режиме (Uном = 220 кВ):

ж) линия 1 - 2 (АС 240/39, ПБ220-2): dпр = 21,6 мм => rпр = 0,5•dпр = 10,8 мм.

Зарядная мощность в максимальном режиме(1,1·Uном = 242 кВ)

Зарядная мощность в минимальном режиме (Uном = 220 кВ):

Результаты сведем в таблицу 2.1.1.

Таблица 2.1.1

Участки ЛЭП

Эквивалентные параметры, z[Ом]

Pкор, МВт

Для минимальных нагрузок

Для максимальных нагрузок

при Uном

при 1,1•Uном

А - 2

2,499+j13,31

0,066

4,702

5,69

2 - 3

2,274+ j7,718

0,037

2,4

2,904

В - 3

5,477+ j18,587

0,088

5,78

6,994

В - 4

2,877+ j9,763

0,096

3,036

3,764

А - 4

5,186+ j17,598

0,054

5,473

6,622

А - 5

1,608+ j5,518

0,104

3,356

4,061

1 - 2

1,608+ j5,518

0,104

3,356

4,061

Пример расчета схем замещения трансформаторов:

В исходных данных на курсовое проектирование отсутствуют варианты подстанций с различными значениями вторичных напряжений, поэтому используются только двухобмоточные трансформаторы. Для упрощения расчетов в схеме замещения двухобмоточных трансформаторов проводимости предлагается заменить мощностью намагничивания, т.е. рекомендуется схема замещения трансформаторов с отбором мощности. При расчете установившихся режимов работы сети допускается применять расчетную схему для двух обмоточного трансформатора обычной конструкции для трансформаторов с расщепленной обмоткой НН (рисунок 2.1.3).

Рисунок 2.1.3

Используя каталожные данные трансформаторов, выбранных для установки на подстанциях электрической сети, вычислим параметры схемы замещения трансформатора по формулам:

где Рк - потери активной мощности в обмотках трансформатора при опыте короткого замыкания между обмотками ВН-НН; Uк- напряжение короткого замыкания, %; Iх - ток холостого хода, %; Sном - номинальная мощность трансформатора; Sхх - потери комплексной мощности в магнитопроводе трансформатора (стали); UномВ и UномН - номинальное напряжение обмотки высшего и низкого напряжения соответственно.

Рассчитаем параметры трансформатора ТРДН 40000/220:

Т.к. на подстанции предусматривается установка двух трансформаторов, то получим:

Рассчитаем параметры трансформатора :

Т.к на подстанции предусматривается установка двух трансформаторов, то получим:

2.2 Исходные данные к расчету режимов работы электрической системы на ЭВМ

Расчет режимов работы системы выполняются по стандартной программе REGIM. Исходные данные готовятся в соответствии с расчётной схемой, проектируемой электрической сети.

Узлы схемы замещения - это шины разных напряжений подстанций и точки отпаек ЛЭП. Все узлы расчетной схемы замещения нумеруются в возрастающем порядке. Последний номер присваивается балансирующему узлу. В качестве балансирующего узла рекомендуется выбирать шины высшего напряжения одного из источников питания.

Расчетная схема составляется из ветвей-линий и ветвей-трансформаторов. Ветви кодируются номерами узлов, между которыми они включены. К параметрам ветвей относятся активные и индуктивные сопротивления, коэффициент трансформации.

К параметрам узлов относятся активные и реактивные мощности. Зарядные мощности линий электропередачи и потери мощности в стали трансформатора должны быть учтены в мощностях узлов подключения проводимостей с соответствующими знаками. Мощности узлов потребления должны также включать в себя мощность, генерируемую компенсирующими устройствами, и потери активной мощности в КУ.

Режим максимальных нагрузок характеризуется тем, что на шинах ВН источников питания поддерживается напряжение, превышающее на 10 % номинальное значение, и известна максимальная потребляемая мощность.

В первой строке файла исходных данных даются сведения о числе ветвей и узлов без балансирующего, напряжение в балансирующем узле (кВ) и точность расчета.

Расчетная схема составляется из ветвей - линий и ветвей - трансформаторов. Ветви кодируются номерами узлов, между которыми они включены. К параметрам ветвей относятся активные и индуктивные сопротивления, коэффициент трансформации. Коэффициент трансформации для ветви - линии равен единице. При задании ветви - трансформатора узлом начала является узел, к которому подключен идеальный трансформатор.

К параметрам узлов относятся активные и реактивные мощности. Мощности нагрузок задаются со знаком минус, генерируемые мощности - со знаком плюс. Зарядные мощности ЛЭП и потери мощности в стали трансформатора должны быть учтены в мощностях узлов подключения проводимостей с соответствующими знаками.

В режиме минимальных нагрузок мощность на шинах НН подстанций будет составлять в соответствии с исходными данными 69 % от максимальной, а на шинах ВН источников поддерживается номинальное напряжение.

Рассматриваются основные и утяжеленные режимы. Утяжеленный режим характеризуется обрывом одной из линий электропередачи, приводящим к наибольшим изменениям значений напряжений на шинах НН подстанций и в распределении мощности в сети (в данной работе это обрыв линии).

Основной режим максимальных нагрузок

Основной режим минимальных нагрузок

Утяжеленный режим максимальных нагрузок, при отключении линии А - 2:

Утяжеленный режим минимальных нагрузок, при отключении линии А - 2:

2.3 Результаты расчета и анализ показателей режимов работы районной сети

Основной режим максимальных нагрузок:

Число ветвей: 12, число узлов: 11, напряжение сети Uc: 242 кВ, точность 0,001.

Таблица 2.3.1 - Исходные данные

Конец

Начало

R, Ом

X, Ом

kт, о.е.

Узел

P, МВт

Q, МВар

1

6

1

2,811

79,350

38,850

1

-0,152

1,311

2

7

2

2,811

79,350

20,910

2

-0,204

7,618

3

8

3

2,811

79,350

38,850

3

-0,163

4,229

4

9

4

1,999

50,381

20,910

4

-0,229

4,205

5

10

5

2,811

79,350

38,850

5

-0,152

1,311

6

1

2

1,608

5,518

1,000

6

-45,650

-30,680

7

2

12

2,494

13,310

1,000

7

-59,500

-36,870

8

2

3

2,274

7,718

1,000

8

-52,200

-29,580

9

3

11

5,477

18,587

1,000

9

-72,000

-34,870

10

4

11

2,200

9,763

1,000

10

-63,700

-29,020

11

4

12

5,186

17,598

1,000

11

87,920

48,310

12

5

12

1,608

5,518

1,000

Таблица 2.3.2 - Мощности и напряжения в узлах

Номер узла

Активная мощность узла, МВт

Реактивная мощность узла, МВар

Действительная часть напряжения,кВ

Мнимая часть напряжения, кВ

Действующее значение напряжения, кВ

1

-0,1520

1,311

235,6

-6,802

235,7

2

-0,2040

7,618

236,8

-5,517

236,8

3

-0,1630

4,229

236,8

-5,013

239,6

4

-0,2290

4,205

239,6

-2,833

239,6

5

-0,1520

1,311

240,8

-1,711

240,8

6

-45,65

-30,68

5,734

-0,5521

5,760

7

-59,50

-36,87

10,55

-1,180

10,62

8

-52,20

-29,58

5,768

-0,5635

5,795

9

-72,00

-34,87

11,01

-0,8413

11,04

10

-63,7

-29,02

5,866

-0,5736

5,894

11

87,92

48,31

240,6

-1,126

240,6

Таблица 2.3.3 - Мощности и потери мощности в ветвях.

Ветвь

IJ

Активная мощность, МВт,

IJ

Реактивная мощность, МВар

IJ

Активная мощность, МВт

JI

Реактивная мощность, МВар

JI

Потери активной мощности, МВт

Потери реактивной мощности, МВар

6

1

-45,64

-30,57

45,81

35,36

0,1694

4,782

7

2

-59,49

-36,69

59,77

44,55

0,2785

7,860

8

3

-52,19

-29,46

52,39

35,08

0,1992

5,623

9

4

-71,99

-34,79

72,23

40,83

0,2397

6,041

10

5

-63,7

-28,93

63,96

36,34

0,2624

7,407

1

2

-45,97

-34,05

46,06

34,37

0,9468Е-01

0,3249

2

12

-105,0

-71,06

105,7

74,88

0,7148

3,815

2

3

-1,017

-0,2408

1,017

0,2409

0,4428Е-04

0,1503Е-03

3

11

-53,57

-31,10

53,94

32,37

0,3745

1,271

4

11

-33,91

-15,67

33,96

15,91

0,5347Е-01

0,2373

4

12

-38,55

-20,96

38,72

21,55

0,1739

0,5901

5

12

-64,11

-35,03

64,26

35,54

0,1480

0,5080

Таблица 2.3.4 - Суммарные нагрузочные потери мощности.

Суммарные потери активной мощности, МВт

Суммарные потери реактивной мощности, МВар

2,709

38,46

Основной режим минимальных нагрузок:

Таблица 2.3.5 - Исходные данные

Конец

Начало

R, Ом

X, Ом

kт, о.е.

Узел

P, МВт

Q, МВар

1

6

1

2,811

79,350

38,850

1

-0,152

0,958

2

7

2

2,811

79,350

20,910

2

-0,204

4,509

3

8

3

2,811

79,350

38,850

3

-0,163

3,370

4

9

4

1,999

50,381

20,910

4

-0,229

3,247

5

10

5

2,811

79,350

38,850

5

-0,152

0,958

6

1

2

1,608

5,518

1,000

6

-31,499

-21,169

7

2

12

2,494

13,310

1,000

7

-41,055

-21,440

8

2

3

2,274

7,718

1,000

8

-31,018

-20,410

9

3

11

5,477

18,587

1,000

9

-49,680

-24,060

10

4

11

2,200

9,763

1,000

10

-46,953

-20,024

11

4

12

5,186

17,598

1,000

11

87,920

48,310

12

5

12

1,608

5,518

1,000

Таблица 2.3.6 - Мощности и напряжения в узлах.

Номер узла

Активная мощность узла, МВт

Реактивная мощность узла, МВар

Действительная часть напряжения, кВ

Мнимая часть напряжения, кВ

Действующее значение напряжения, кВ

1

-0,1520

0,9580

216,2

-4,600

216,2

2

-0,2040

4,509

217,0

-3,544

217,0

3

-0,1630

3,370

217,4

-2,658

217,4

4

-0,2290

3,247

219,2

-1,046

219,5

5

-0,1520

0,9580

219,0

-1,450

219,1

6

-31,50

-21,17

5,322

-0,4041

5,338

7

-41,05

-21,44

9,898

-0,8672

9,936

8

-31,02

-20,41

5,367

-0,3505

5,379

9

-49,68

-24,06

10,17

-0,5843

10,19

10

-46,95

-20,02

5,390

-0,4672

5,410

11

87,92

48,31

220,8

1,024

220,8

Таблица 2.3.7 - Мощности и потери мощности в ветвях

Ветвь

IJ

Активная мощность, МВт,

IJ

Реактивная мощность, МВар

IJ

Активная мощность, МВт

JI

Реактивная мощность, МВар

JI

Потери активной мощности, МВт

Потери реактивной мощности, МВар

6

1

-31,50

-21,13

31,59

23,79

0,9405Е-01

2,655

7

2

-41,05

-21,39

41,19

25,33

0,1395

3,939

8

3

-31,02

-20,38

31,11

22,88

0,8868Е-01

2,503

9

4

-49,68

-24,03

49,81

27,41

0,1341

3,380

10

5

-46,95

-19,98

47,12

24,66

0,1657

4,676

1

2

-31,74

-22,83

31,80

23,01

0,5259Е-01

0,1805

2

12

-58,37

-37,20

58,62

38,55

0,2537

1,354

2

3

-14,82

-6,632

14,83

6,675

0,1273Е-01

0,4320Е-01

3

11

-46,10

-26,19

46,43

27,29

0,3257

1,105

4

11

-41,39

-20,57

41,49

21,00

0,9754Е-01

0,4328

4

12

-8,652

-3,597

8,661

3,629

0,9449Е-02

0,3207Е-01

5

12

-47,27

-23,70

47,36

24,02

0,9370Е-01

0,3215

Таблица 2.3.8 - Суммарные нагрузочные потери мощности.

Суммарные потери активной мощности, МВт

Суммарные потери реактивной мощности, МВар

1,467

20,62

Утяжеленный режим максимальных нагрузок, при отключении линии А - 2:

Таблица 2.3.9 - Исходные данные

Конец

Начало

R, Ом

X, Ом

kт, о.е.

Узел

P, МВт

Q, МВар

1

6

1

2,811

79,350

38,850

1

-0,152

1,311

2

7

2

2,811

79,350

20,910

2

-0,171

2,763

3

8

3

2,811

79,350

38,850

3

-0,163

4,229

4

9

4

1,999

50,381

20,910

4

-0,229

4,205

5

10

5

2,811

79,350

38,850

5

-0,152

1,311

6

1

2

1,608

5,518

1,000

6

-45,650

-30,680

7

2

12

2,494

13,310

1,000

7

-59,500

-36,870

8

2

3

2,274

7,718

1,000

8

-52,200

-29,580

9

3

11

5,477

18,587

1,000

9

-72,000

-34,870

10

4

11

2,200

9,763

1,000

10

-63,700

-29,020

11

4

12

5,186

17,598

1,000

11

87,920

48,310

12

5

12

1,608

5,518

1,000

Таблица 2.3.10 - Мощности и напряжения в узлах

Номер узла

Активная мощность узла, МВт

Реактивная мощность узла, МВар

Действительная часть напряжения,кВ

Мнимая часть напряжения, кВ

Действующее значение напряжения, кВ

1

-0,1520

1,311

235,4

-6,756

235,5

2

-0,1720

2,763

236,6

-5,471

236,6

3

-0,1630

4,229

236,6

-4,975

237,7

4

-0,2290

4,205

239,5

-2,817

239,5

5

-0,1520

1,311

240,8

-1,711

240,8

6

-45,65

-30,68

5,728

-0,5513

5,754

7

-59,50

-36,87

10,54

-1,178

10,61

8

-52,20

-29,58

5,762

-0,5629

5,790

9

-72,00

-34,87

11,01

-0,8408

11,04

10

-63,7

-29,02

5,866

-0,5736

5,894

11

87,92

48,31

240,5

-1,103

240,5

Таблица 2.3.11 - Мощности и потери мощности в ветвях

Ветвь

IJ

Активная мощность, МВт,

IJ

Реактивная мощность, МВар

IJ

Активная мощность, МВт

JI

Реактивная мощность, МВар

JI

Потери активной мощности, МВт

Потери реактивной мощности, МВар

6

1

-45,64

-30,57

45,81

35,37

0,1698

4,792

7

2

-59,49

-36,69

59,77

44,56

0,2791

7,877

8

3

-52,19

-29,46

52,39

35,09

0,1995

5,633

9

4

-71,99

-34,79

72,23

40,83

0,2399

6,045

10

5

-63,70

-28,93

63,96

36,34

0,2624

7,407

1

2

-45,96

-34,05

46,06

34,38

0,9487Е-01

0,3256

2

12

-104,9

-75,00

105,7

78,95

0,7409

3,954

2

3

-1,081

-1,185

1,081

1,185

0,1045Е-03

0,3547Е-03

3

11

-53,63

-32,05

54,01

33,34

0,3817

1,295

4

11

-33,84

-14,70

33,89

14,93

0,5219Е-01

0,2316

4

12

-38,62

-21,93

38,80

22,54

0,1783

0,6049

5

12

-64,11

-35,03

64,26

35,54

0,1480

0,5080

Таблица 2.3.12 - Суммарные нагрузочные потери мощности

Суммарные потери активной мощности, МВт

Суммарные потери реактивной мощности, МВар

2,747

38,67

Утяжеленный режим минимальных нагрузок при отключении линии А - 2:

Таблица 2.3.13 - Исходные данные

Конец

Начало

R, Ом

X, Ом

kт, о.е.

Узел

P, МВт

Q, МВар

1

6

1

2,811

79,350

38,850

1

-0,152

0,958

2

7

2

2,811

79,350

20,910

2

-0,204

2,158

3

8

3

2,811

79,350

38,850

3

-0,163

3,370

4

9

4

1,999

50,381

20,910

4

-0,229

3,247

5

10

5

2,811

79,350

38,850

5

-0,152

0,958

6

1

2

1,608

5,518

1,000

6

-31,499

-21,169

7

2

12

2,494

13,310

1,000

7

-41,055

-21,440

8

2

3

2,274

7,718

1,000

8

-31,018

-20,410

9

3

11

5,477

18,587

1,000

9

-49,680

-24,060

10

4

11

2,200

9,763

1,000

10

-46,953

-20,024

11

4

12

5,186

17,598

1,000

11

87,920

48,310

12

5

12

1,608

5,518

1,000

Таблица 2.3.14 - Мощности и напряжения в узлах

Номер узла

Активная мощность узла, МВт

Реактивная мощность узла, МВар

Действительная часть напряжения, кВ

Мнимая часть напряжения, кВ

Действующее значение напряжения, кВ

1

-0,1520

0,9580

216,0

-4,575

216,1

2

-0,1710

2,158

216,9

-3,518

216,9

3

-0,1630

3,370

217,3

-2,637

217,3

4

-0,2290

3,247

219,5

-1,037

219,5

5

-0,1520

0,9580

219,0

-1,450

219,1

6

-31,50

-21,17

5,319

-0,4036

5,335


Подобные документы

  • Выбор графа, схемы и номинального напряжения проектируемой электрической сети. Основные технико-экономические показатели проектируемой сети. Регулирование напряжения в электрической сети. Расчёт основных нормальных и утяжелённых режимов работы сети.

    курсовая работа [310,6 K], добавлен 23.06.2011

  • Выбор графа, схемы и номинального напряжения проектируемой электрической сети. Распределение мощностей по линиям электропередач сети. Баланс активной и реактивной мощности в сетевом районе. Выбор марки провода и номинальной мощности трансформаторов.

    курсовая работа [971,8 K], добавлен 27.12.2013

  • Выбор конфигурации электрической сети, определение потока мощности и выбор напряжения. Структурные схемы соединений подстанций, выбор числа и мощности трансформаторов. Расчет параметров режимов работы электрической сети, технико-экономические показатели.

    дипломная работа [3,4 M], добавлен 24.01.2016

  • Характеристика электрифицируемого района и потребителей электроэнергии. Составление и обоснование вариантов схемы электрической сети. Баланс реактивной мощности и выбор компенсирующих устройств. Выбор номинального напряжения и сечений проводов сети.

    курсовая работа [89,3 K], добавлен 13.04.2012

  • Баланс мощности в проектируемой сети, расчёт мощности компенсирующих устройств. Совместный выбор схемы, номинального напряжения, номинальных параметров линий и трансформаторов проектируемой сети. Расчет основных режимов работы, затрат электрической сети.

    дипломная работа [353,6 K], добавлен 18.07.2014

  • Разработка конфигурации электрической сети. Выбор номинального напряжения сети и параметров цепей линий, числа и мощности трансформаторов подстанций. Расчет нормальных режимов наибольших и наименьших нагрузок, наиболее тяжелых послеаварийных режимов.

    курсовая работа [6,1 M], добавлен 06.02.2014

  • Генерация и потребление активной и реактивной мощностей в проектируемой сети. Выбор схемы, номинального напряжения и основного электрооборудования линий и подстанций проектируемой сети. Расчет основных режимов работы сети и определение их параметров.

    курсовая работа [6,8 M], добавлен 04.06.2021

  • Разработка вариантов конфигурации электрической сети. Выбор номинального напряжения сети, сечения проводов и трансформаторов. Формирование однолинейной схемы электрической сети. Выбор средств регулирования напряжений. Расчет характерных режимов сети.

    контрольная работа [616,0 K], добавлен 16.03.2012

  • Потребление и покрытие потребности в активной и реактивной мощности в проектируемой сети. Выбор схемы, номинального напряжения и основного оборудования. Режимные параметры энергетической сети промышленного района. Падение напряжения в трансформаторах.

    курсовая работа [431,4 K], добавлен 28.03.2012

  • Проектирование сети для электроснабжения промышленного района. Выбор наиболее экономически целесообразного варианта, отвечающего современным требованиям. Определение параметров сети, конфигурации и схемы, номинального напряжения, мощности трансформаторов.

    курсовая работа [1,1 M], добавлен 15.05.2014

Работы в архивах красиво оформлены согласно требованиям ВУЗов и содержат рисунки, диаграммы, формулы и т.д.
PPT, PPTX и PDF-файлы представлены только в архивах.
Рекомендуем скачать работу.