Расчет схемы электрической сети района

Размещено на http://www.allbest.ru/

1. Расчет электрической сети

1.1 Разработка схемы электрической сети района

При проектировании электрических сетей увязываются решения по развитию сетей различных назначений и напряжений. На различных этапах проектирования электрических сетей решаются разные по составу и объему задачи, которые имеют следующее примерное содержание:

- анализ существующей сети рассматриваемой энергосистемы (района, города, объекта), включающий ее рассмотрение с точки зрения загрузки, условий регулирования напряжения, выявления “узких мест” в работе;

- определение электрических нагрузок потребителей и составление балансов активной мощности по отдельным подстанциям и энергоузлам, обоснование сооружения новых понижающих подстанций;

- выбор расчетных режимов работы электростанций (если к рассматриваемой сети присоединены электростанции) и определение загрузки проектируемой электрической сети;

- электрические расчеты различных режимов работы сети и обоснование схемы построения сети на рассматриваемые расчетные уровни.

Проектируемая радиальная схема приведена на рисунке 2.1.

Рисунок 2.1 - Кольцевая схема электрической сети

Т а б л и ц а 2.1 - Расстояния между узлами

Узлы	Длина, км
КТЭЦ - Белая	11,5
Белая - Мелеуз	23,4
Мелеуз - ПХГ	28,7
ПХГ - Городская	12,4
Городская - КТЭЦ	3,1
ПХГ - Зяк-Ишметово	27,5

1.2 Предварительное распределение мощностей

Потребляемая мощность на подстанции Мелеуз составляет 22,4 МВт, но для реального расчета перетоков мощности данной кольцевой сети необходимо принять мощность равную 8,8 МВт, т.к. подстанция получает питание 13,6 МВт от других источников питания. Эти источники не рассматриваются в данной сети, а от КТЭЦ единственного источника питания в рассматриваемом участке подстанция получает только 8,8 МВт.

Рисунок 2.2 - Схема сети для определения перетоков мощности

В случае сети замкнутого типа, перетоки рассчитываем, используя правило «моментов», представив сеть замкнутого типа в виде сети с двухсторонним питанием. При этом мощность каждого источника такой сети определяем по формуле

; , (2.1)

где Р_К, Q_К - соответственно, определяемые активная и реактивная мощности источников;

, - активная и реактивная составляющие в узлах потребителей;

- расстояние противоположенного источника до данного потребителя;

- общее расстояние между источниками.

На остальных участках мощность определяется по закону Кирхгофа

Распределение активной мощности следующим образом

Распределение полной мощности аналогично

1.3 Выбор сечений и марок проводников

Для определения сечений, необходимо рассчитать токи на каждом участке по формуле

(2.2)

где - передаваемая по участку мощность.

Далее определяется экономическое сечение проводов по формуле

(2.3)

где - экономическая плотность тока. Экономическая плотность тока выбирается в зависимости от вида проводника и времени использования максимальной нагрузки. В данном случае ч., поэтому принимаем ;

- количество параллельных линий на участке.

Затем производится выбор большего ближайшего сечения из [2, таблица 7.30].

Далее производится проверка выбранных проводов на нагрев токами послеаварийного режима по условию

< (2.4)

где - допустимый ток, определяемый из [2, таблица 7.30].

Определяем токи в линиях, следующим образом

Токи остальных линий вычисляются аналогично и приведены в таблицу 2.2.

Т а б л и ц а 2.2 - Токи в линиях

№ линии	КТЭЦ-1	1-2	3-2	3-5	4-3	КТЭЦ(1)-4
Ток линии I, А	40,3	29,8	21,46	2,33	30,2	55,28

Т.к. проектирование ведется на Урале (II район по гололеду), выбираем стальные опоры для линий. В соответствии с [5] принимаем расстояние между проводами равное 4 м. Выбираем сталеалюминевые провода.

Выбор сечений:

Участок КТЭЦ-1. Выбрана линия сечением АС-150/24 (с учетом перспективного увеличения мощности), проверяем ее допустимому току из условия максимального длительного режима (обрыв цепи КТЭЦ(1)-4) = 95,58 А < = 450 А, то есть сечение проходит.

Участок 1-2. Выбрана линия сечением АС-150/24 (с учетом перспективного увеличения мощности), проверяем по допустимому току из условия максимального длительного режима (обрыв цепи КТЭЦ(1)-4) = 85,08 А < = 450 А, то есть сечение проходит.

Участок 3-2. Выбрана линия сечением АС-150/24 (с учетом перспективного увеличения мощности) и проверяем по допустимому току из условия максимального длительного режима (обрыв цепи КТЭЦ(1)-4) = 61,76 А < = 450 А, то есть сечение проходит.

Участок 3-5. Выбрана линия сечением АС - 95/16 (с учетом перспективного увеличения мощности) и проверяем по допустимому току из условия максимального длительного режима (обрыв одной цепи линии ) = 2,33 А < = 330 А, то есть сечение проходит.

Участок 4 - 3. Выбрана линия сечением АС - 150/24 (с учетом перспективного увеличения мощности) и проверяем по допустимому току из условия максимального длительного режима (обрыв цепи КТЭЦ(1)-4) = 70,5А < = 450А , то есть сечение проходит.

Участок КТЭЦ(1)-4 линия сечением АС - 185/24 (с учетом перспективного увеличения мощности) и проверяем по допустимому току из условия максимального длительного режима (обрыв цепи КТЭЦ-1) = 95,58А < = 520 А, то есть сечение проходит.

Параметры проводников сведены в таблицу 2.3.

Т а б л и ц а 2.3 - Марка и параметры выбранных проводов

№ линии	Проводник	, А
КТЭЦ - 1	АС-150	450	0,198	0,42	2,7
1-2	АС-150	450	0,198	0,42	2,7
3-2	АС-150	450	0,198	0,42	2,7
3-5	2хАС-95	330	0,306	0,434	2,61
4 -3	АС-150	450	0,198	0,42	2,7
КТЭЦ(1)-4	АС-185	520	0,162	0,413	2,75

1.4 Определение потерь мощности в линиях

Определяем параметры линий по формулам

; (2.5)

; (2.6)

, (2.7)

где , - активное и индуктивное сопротивления,

- реактивная проводимость линии.

Параметры остальных линий вычисляются аналогично, сведем их в таблицу 2.4.

Т а б л и ц а 2.4 - Параметры линий

№ линии	Проводник	, км
КТЭЦ-1	АС-150	11,5	2,277	4,83	31,05
1-2	АС-150	23,4	4,63	9,828	63,18
3-2	АС-150	28,7	5,68	12,05	77,49
3-5	2хАС-95	27,5	4,206	5,966	143,55
4-3	АС-150	12,4	2,455	5,2	33,48
КТЭЦ(1)-4	АС-185	3,1	0,502	1,28	8,525

Определяем потери активной и реактивной мощности в линиях

; (2.8)

; (2.9)

;

Потери активной и реактивной мощности остальных линий вычисляются аналогично. Сведем их в таблицу 2.5.

Т а б л и ц а 2.5 - Потери активной и реактивной мощности в линиях

№ линии	КТЭЦ-1	1-2	3-2	3-5	4-3	КТЭЦ(1)-4
, МВт	0,011	0,012	0,00706	0,0000618	0,00604	0,00414
, МВАр	0,00494	0,0055	0,0035	0,0000204	0,00298	0,00246

Определяем суммарные потери мощности в линиях следующим образом

1.5 Силовые трансформаторы сети

В проектируемой сети для нагрузок первой категории и нагрузок второй категории мощностью свыше 8 МВт установлены двухтрансформаторные подстанции. Все трансформаторы (кроме трансформаторов, установленных на подстанции “ПХГ”) имеют регулирование напряжение под нагрузкой (РПН). Регулировочные ответвления размещаются, как правило, на стороне высокого напряжения. Все трансформаторы выбраны с условием аварийного выхода одного трансформатора, чтобы оставшийся обеспечивал нормальную работу подстанции с учетом аварийной перегрузки.

Т а б л и ц а 2.6 - Основные технические данные трансформаторов

Подстанции	Мелеуз	Городская	Белая	ПХГ	Зяк-Ишметово
Трансформатор	ТДТН-25000	ТРДН-25000	ТДН-16000	ТДТН-25000	ТМН-6300	ТДТН-10000
	25	25	16	25	6,3	10
Пределы регулирования
	115	115	115	115	115	115
	35	-	-	35	-	10-35
	6,00-27,5	6,00-11	6,00;11	6,00-27,5	6,00;11,00	6,00-27,5
	31	27	19	31	11,5	17
	140	120	85	140	44	76
	0,7	0,7	0,7	0,7	0,8	1,1
	10,5	10,5	10,5	10,5	10,5	10,5

1.6 Определение потерь мощности в трансформаторах

Определяем переменные потери для трансформаторов ТМН-6300, установленных на подстанции «ПХГ» по формулам

; (2.12)

, (2.13)

где - полная мощность на шинах подстанции.

Переменные потери мощности остальных трансформаторов вычисляются аналогично. Сведем их в таблицу 2.7.

Т а б л и ц а 2.7 - Переменные потери активной и реактивной мощности в трансформаторах

№ подстанции	1-Белая	2-Мелеуз	3-ПХГ	4-Гор.	5-Зяк-Ишмет.
, МВт	0,0009	0,026	0,000828	0,000298	0,00015
, МВар	0,0168	0,0484	0,0124	0,061	0,00207

Суммарные переменные потери мощности в трансформаторах определяются, как

Определяем постоянные потери мощности трансформаторов ТМН-6300, установленных на подстанции «ПХГ» по формулам

(2.16)

(2.17)

;

.

Постоянные потери мощности остальных трансформаторов вычисляются аналогично. Сведем их в таблицу 2.8.

Т а б л и ц а 2.8 - Постоянные потери активной и реактивной мощности в трансформаторах

№ подстанции	1-Белая	2-Мелеуз	3-ПХГ	4-Гор.	5-Зяк-Ишметово
, МВт	0,031	0,062	0,023	0,046	0,017
, МВар	0,0175	0,035	0,1008	0,287	0,11

Суммарные постоянные потери мощности в трансформаторах равны

1.7 Баланс активных и реактивных мощностей в системе

Уравнение баланса активной мощности имеет вид

(2.20)

где - суммарная мощность источников;

- суммарная мощность нагрузки;

0,9 - коэффициент участия в максимуме нагрузки;

, - суммарные потери мощности в линиях и трансформаторах;

- расход на собственные нужды, принимается равным ;

- резерв активной мощности, принимается равным .

Уравнение баланса реактивной мощности имеет вид

; (2.21)

где - суммарная зарядная мощность линий;

0,95 - коэффициент одновременности для реактивных нагрузок.

; (2.22)

где 0,625 - для современных генераторов.

Половина емкостной мощности линии равна

(2.23)

Суммарная зарядная мощность линий равна

Нагрузка проектируемой сети определим по формуле

Подсчитываем расходную часть баланса

Убеждаемся, что в проектируемой сети вырабатывается реактивной мощности больше, чем потребляется (), поэтому нет необходи-

мости в установке компенсирующих устройств.

1.8 Электрический расчет максимального режима

В проектируемой сети реактивные мощности нагрузок имеют следующие значения: , , , , . Определяем расчетную нагрузку подстанций, для чего приводим нагрузку к шинам высшего напряжения, следующим образом

Расчетные нагрузки остальных подстанций вычисляются аналогично. Сводим их в таблицу 2.9.

Т а б л и ц а 2.9 - Расчетные нагрузки подстанций в максимальном режиме

№ подстанции
1- Белая
2 - Мелеуз
3-ПХГ
4-Городская
5- Зяк-Ишметово

Сопротивление линий приведены в таблице 2.10

Т а б л и ц а 2.10 - Сопротивление линий

№ линии
КТЭЦ-1
1-2
3-2
3-5
4-3
КТЭЦ(1)-4

Находим распределение мощностей без учета потерь мощности в линиях

По (2.1) определяем мощности источников

По закону Кирхгофа находим распределение мощностей по участкам сети

Находим действительное распределение мощностей с учетом потерь мощности в линиях.

Определяем потери в линиях.

Мощность в конце линии

Потери мощности в линии

, (2.30)

где - активная и реактивная мощность участка;

- активное и реактивное сопротивление участка линии.

Мощность в начале линии

(2.31)

где - полная мощность в начале участка;

- полная мощность в конце участка;

- потери мощности на участке.

Получаем мощность на подстанции

(2.32)

где - мощность отдаваемая подстанцией потребителям и сети;

- мощность в начале участка сети;

- мощность i-ой подстанции.

В данном варианте схема сети имеет кольцевой участок, поэтому для расчета необходимо представить сеть в виде двух составляющих, которые будут получены путем разрыва исходной сети в двух точках: точке являющейся источником сети (узел КТЭЦ) и точке потокораздела кольцевого участка (узел 2).

Рисунок 6.5 - Разомкнутые расчетные схемы для кольцевой сети

Oбозначим мощность в конце линии , как

Потери мощности в линии по (2.30)

Мощность в начале линии по (2.31)

Мощность в конце участка КТЭЦ-1 по (2.32)

Потери мощности в линии по (2.30)

Мощность в начале линии по (2.31)

Oбозначим мощность в конце линии , как

Потери мощности в линии по (2.30)

Мощность в начале линии по (2.31)

Мощность в конце линии по (2.32)

Потери мощности в линии по (2.30)

Мощность в начале линии по (2.31)

Мощность в конце линии по (2.32)

Потери мощности в линии по (2.30)

Мощность в начале линии по (2.31)

Определяем коэффициент полезного действия линий

(2.33)

где - активная мощность в начале участка;

- активная мощность в конце участка.

Коэффициенты полезного действия остальных линий вычисляются аналогично. Сводим их в таблицу 2.11.

Т а б л и ц а 2.11 - Коэффициенты полезного действия линий

№ линии
КТЭЦ-1	99,866
1-2	99,792
2-3	99,801
3-4	99,898
4-КТЭЦ	99,776
3-5	99,955

Определяем напряжение на шинах высшего напряжения (ВН) подстанций. Для обеспечения встречного регулирования напряжения считаем, что напряжение на шинах источника питания в режиме наибольших нагрузок поддерживается на уровне 121 кВ. Для сетей с поперечную составляющую падения напряжения не учитывают.

Определяем потерю напряжения в линии

(2.34)

электрический сеть мощность трансформатор

где , - активная, реактивная мощности в начале участка;

, - активное, реактивное сопротивление участка.

.

Напряжение на шинах высокого напряжения подстанции “Белая”

(2.35)

где - напряжение на шинах высокого напряжения i-ой подстанции;

- напряжение на шинах высокого напряжения i-1-ой подстанции;

- потерю напряжения на участке сети.

Потери напряжения в остальных линиях и напряжения на шинах высокого напряжения подстанций вычисляются аналогично. В условно разделенном пункте (точке потокораздела) напряжение определим с двух сторон, при этом могут получиться различные величины. Различие показывает, что результаты расчета неточны. Если разница не превышает 1 ... 2% от , фактическое значение напряжения в точке потокораздела определим как среднее арифметическое из полученных. Сводим результаты расчетов в таблицу 2.12.

Т а б л и ц а 2.12 - Потери напряжения в линиях и напряжения на шинах

, кВ	0,224
, кВ	120,775
, кВ	0,361
, кВ	120,408
, кВ.	0,064
, кВ	120,935
, кВ	0,141
, Кв	120,794
, кВ	0,363
, кВ	120,43
, Кв	-0,0172
, Кв	120,811

Разность между напряжениями и в процентах от составляет

;

что укладывается в норму и составляет меньше 1%.Уточненное напряжение точки потокораздела

Определим напряжения на низкой и средней сторонах трансформатора

(2.36)

где U_i, - напряжение на высокой стороне i-го трансформатора;

P_Ti, Q_Ti - активная и реактивная мощность i-го трансформатора;

R_Ti, X_Ti - активное и реактивное сопротивление i-го трансформатора.

Напряжение на средней стороне

(2.37)

Напряжение на низкой стороне

(2.38)

120,49 кВ;

кВ;

кВ.

Аналогично для других узлов. Сводим результаты расчетов в таблицу 2.13.

Т а б л и ц а 2.13 Напряжение в узлах.

Узлы	1	2	3	4	5
UB, кВ	120,49	120,119	120,361	120,324	120,27	120,761
UC, кВ	38,31	38,22	-	-	10,87	38,40
UH, кВ	6,56	6,546	6,59	6,557	6,55	-

1.8.1 Выбор средств регулирования напряжения

В соответствии с ГОСТ напряжение на шинах потребителя в нормальных режимах работы должно находиться в интервале от 0,95 до 1,05. Если напряжения на шинах потребителя находятся в указанной зоне, но не равны номинальным, то следует выполнить регулирование напряжений установленными средствами регулирования.

Потребители могут находиться непосредственно на шинах низкого напряжения или быть удалены от них, поэтому на шинах подстанций должны быть заданы требуемые напряжения с учетом компенсации падения напряжения от шин подстанций до шин потребителя.

Рассмотрим выбор отпайки на примере узла 1. Коэффициент трансформации равен

, (2.39)

где цена одной отпайки равна 2,047 кВ.

Тогда

;

.

Теперь определим напряжение потребителя при работе трансформатора на определенной ранее отпайке ()

кВ.

Аналогичным образом определяются отпайки и в других узлах. Все полученные значения заносим в таблицу 2.13.

Т а б л и ц а 2.13 - Выбор отпаек на трансформаторах

№ узла	1	2	3	4	5
Требуемое напряжение, кВ	6,3	6,3	6,3	6,3	10,4
Напряжение на шинах ПС до регулирования, кВ	6,56	6,546	6,59	6,557	10,92
Рациональная отпайка	+3	+3	+3	+3	+3
Напряжение на шинах ПС после регулирования, кВ	6,266	6,261	6,26	6,257	10,36

Анализ качества электроэнергии у потребителя позволяет сделать вывод, что дополнительных средств регулирования напряжения из условий нормального режима максимальных нагрузок не требуется.

Поскольку отклонения напряжения не велики (менее 1%), считаем, что работа трансформаторов с выбранными стандартными ответвлениями обеспечит потребителей качественным напряжением.

1.9 Электрический расчет минимального режима

В минимальном режиме величина нагрузки составляет 30% от максимальной. Определяем нагрузки подстанций:

Таблица 2.14 - Нагрузки подстанций в минимальном режиме

№ п/ст
1
2
3
4
5

В целях экономии электроэнергии и улучшения условий регулирования напряжения принимаем, что в минимальном режиме на каждой подстанции остается в работе только один трансформатор, а второй отключается от сети.

Определяем потери мощности в трансформаторах по (2.12), (2.13), (2.14), (2.15)

.

Потери мощности в остальных трансформаторах вычисляются аналогично. Сводим результаты расчетов в таблицу 2.15.

Т а б л и ц а 2.15 - Потери мощности в трансформаторах

№ п/ст
1	0,0000806	0,00151	0,031	0,175
2	0,00486	0,0361	0,031	0,175
3	0,000149	0,00224	0,0115	0,0504
4	0,000687	0,01348	0,019	0,112
5	0,0000135	0,000186	0,017	0,11

Определяем расчетную нагрузку подстанций, для чего приводим нагрузку к шинам высшего напряжения

Расчетные нагрузки остальных подстанций вычисляются аналогично. Сводим их в таблицу 2.16.

Т а б л и ц а 2.16 - Расчетные нагрузки подстанций

№ подстанции
1
2
3
4
5

Находим распределение мощностей без учета потерь мощности в линиях по (2.1).

Распределение мощности осуществляется по закону Кирхгофа

Находим действительное распределение мощностей с учетом потерь мощности в линиях. электрический сеть мощность трансформатор

Определяем потери в линиях.

Мощность в конце линии

Потери мощности в линии по (2.30)

Мощность в начале линии по (2.31)

Получаем

В данном варианте схема сети имеет кольцевой участок, поэтому для расчета необходимо представить сеть в виде двух составляющих, которые будут получены путем разрыва исходной сети в двух точках: точке являющейся источником сети (узел КТЭЦ) и точке потокораздела кольцевого участка (узел 2).

Рисунок 6.5 - Разомкнутые расчетные схемы для кольцевой сети

Oбозначим мощность в конце линии , как

Потери мощности в лини по (2.30)

Мощность в начале линии по (2.31)

Мощность в конце участка КТЭЦ-1 по (2.32)

Потери мощности в линии по (2.30)

Мощность в начале линии по (2.31)

Oбозначим мощность в конце линии , как

Потери мощности в линии по (2.30)

Мощность в начале линии по (2.31)

Потери мощности в линии по (2.30)

Мощность в начале линии по (2.31)

Мощность в конце линии по (2.32)

Потери мощности в линии по (2.30)

Мощность в начале линии по (2.31)

Определяем коэффициент полезного действия линий в режиме минимальных нагрузок по (2.33)

Коэффициенты полезного действия остальных линий вычисляются аналогично. Сводим их в таблицу 2.16.

Т а б л и ц а 2.16 - Коэффициенты полезного действия линий

№ линии
КТЭЦ-1	99,986
1-2	99,942
2-3	99,941
3-4	99,941
4-КТЭЦ	99,776
3-5	99,964

Определяем напряжение на шинах высшего напряжения (ВН) подстанций. Для обеспечения встречного регулирования напряжения считаем, что напряжение на шинах источника питания в режиме минимальных нагрузок поддерживается на уровне 115 кВ.

Определяем потерю напряжения в линии по (2.34)

.

Напряжение на шинах высокого напряжения подстанции “Белая” по (2.35)

.

Потери напряжения в остальных линиях и напряжения на шинах высокого напряжения подстанций вычисляются аналогично. В условно разделенном пункте (точке потокораздела) напряжение определим с двух сторон, при этом могут получиться различные величины. Различие показывает, что результаты расчета неточны. Если разница не превышает 1 ... 2% от , фактическое значение напряжения в точке потокораздела определим как среднее арифметическое из полученных. Сводим результаты расчетов в таблицу 2.17.

Т а б л и ц а 2.17 - Потери напряжения в линиях и напряжения на шинах

, кВ	0,0224
, кВ	114,9776
, кВ	0,064
, кВ	114,9136
, кВ	0,0028
, кВ	114,9972
, кВ	-0,026
, Кв	115,023
, кВ	0,1127
, кВ	114,9103
, Кв	0,0097
, Кв	115,0133

Разность между напряжениями и в процентах от составляет

;

что укладывается в норму и составляет меньше 1%.

Уточненное напряжение точки потокораздела

Определим напряжения на низкой и средней сторонах трансформатора по (2.36), (2.37), (2.38)

114,69 кВ;

кВ;

кВ.

Аналогично для других узлов. Результаты сведем в таблицу 2.18.

Т а б л и ц а 2.18 Напряжение в узлах

Узлы	1	2	3	4	5
UB, кВ	114,69	114,552	114,59	114,386	114,332	114,73
UC, кВ	36,47	36,42	-	-	10,34	36,48
UH, кВ	6,25	6,243	6,245	6,234	6,23	6,195

В соответствии с ГОСТ напряжение на шинах потребителя в нормальных режимах работы должно находиться в интервале от 0,95 до 1,05. Если напряжения на шинах потребителя находятся в указанной зоне, но не равны номинальным, то следует выполнить регулирование напряжений установленными средствами регулирования.

Потребители могут находиться непосредственно на шинах низкого напряжения или быть удалены от них, поэтому на шинах подстанций должны быть заданы требуемые напряжения с учетом компенсации падения напряжения от шин подстанций до шин потребителя.

Рассмотрим выбор отпайки на примере узла 1. Коэффициент трансформации равен

,

где цена одной отпайки равна 2,047 кВ.

Тогда

;

.

Аналогичным образом определяются отпайки и в других узлах. Все полученные значения заносим в таблицу 2.19.

Т а б л и ц а 2.19 - Выбор отпаек на трансформаторах

№ узла	1	2	3	4	5
Требуемое напряжение, кВ	6,3	6,3	6,3	6,3	10,4
Напряжение на шинах ПС до регулирования, кВ	6,25	6,243	6,245	6,23	10,37
Рациональная отпайка	+0	+0	+0	+0	+0
Напряжение на шинах ПС после регулирования, кВ	6,25	6,243	6,245	6,23	10,37

Поскольку отклонения напряжения не велики (менее 1%), считаем, что работа трансформаторов с выбранными стандартными ответвлениями обеспечит потребителей качественным напряжением.

Анализ качества электроэнергии у потребителя позволяет сделать вывод, что дополнительных средств регулирования напряжения из условий нормального режима минимальных нагрузок не требуется.

1.10 Электрический расчет послеаварийного режима

Рассчитываем один из тяжелых режимов аварийного отключения наиболее загруженных линий, приводящий к наибольшим снижениям напряжения в сети и на понижающих подстанциях. Это режим, когда отключаются одна из двух питающих кольцевую сеть линий в максимальном режиме нагрузок. Производим заново расчет потоков мощностей и напряжений с учетом изменений потерь мощности и потерь напряжения в сети.

Наиболее тяжелый режим для сети является обрыв самой нагруженной питающей линии т.е. КТЭЦ-4

Расчетные нагрузки остальных подстанций вычисляются аналогично. Сводим их в таблицу 2.19.

Т а б л и ц а 2.19 - Расчетные нагрузки в максимальном режиме

№ подстанции
1- Белая
2 - Мелеуз
3-ПХГ
4-Городская
5- Зяк-Ишметово

Сопротивление линий приведены в таблице 2.20.

Т а б л и ц а 2.20 - Сопротивление линий

№ линии
КТЭЦ-1
1-2
2-3
3-4
3-5

Находим действительное распределение мощностей с учетом потерь мощности в линиях.

Определяем потери в линиях.

Мощность в конце линии по (2.32)

Потери мощности в линии по (2.30)

Мощность в начале линии по (2.31)

Мощность в конце линии по (2.32)

Потери мощности в линии по (2.30)

Мощность в начале линии по (2.31)

Мощность в конце линии по (2.32)

Потери мощности в линии по (2.30)

Мощность в начале линии по (2.31)

Mощность в конце линии по (2.32)

Потери мощности в лини по (2.30)

Мощность в начале линии по (2.31)

Мощность в конце участка КТЭЦ-1 по (2.32)

Потери мощности в линии по (2.30)

Мощность в начале линии по (2.31)

Определяем токи, протекающие по линиям в послеаварийном режиме с целью окончательной проверки выбранных проводов на нагрев

Остальные токи в линиях определяются аналогично. Сводим результаты в таблицу 2.16.

Т а б л и ц а 2.16 - Токи в линиях

№ линии
КТЭЦ-1	90,623
1-2	80,777
2-3	32,47
3-4	22,85
3-5	4,023

Все провода удовлетворяют условию , так как I_доп для АС - 150/24 на линиях КТЭЦ-1, 1-2, 2-3, 3-4 равен 450 А, а для АС - 95/16 на линии 3-5 I_доп = 330 А.

Определим напряжения в узлах схемы.

В соответствии с ГОСТ напряжение на шинах потребителя в аварийных режимах работы должно находиться в интервале от 0,9 до 1,1.

Определяем потерю напряжения в линии по (2.34)

.

Напряжение на шинах высокого напряжения подстанции «Городская»

.

Потери напряжения в остальных линиях и напряжения на шинах высокого напряжения подстанций вычисляются аналогично. Сводим результаты расчетов в таблицу 2.17.

Т а б л и ц а 2.17 - Потери напряжения на линиях и шинах

Линия	№ п/ст
КТЭЦ-1	1	0,452	120,548
1-2	2	0,829	119,719
2-3	3	0,193	118,997
3-4	4	0,1	118,897
3-5	5	-0,017	118,914

120,243 кВ;

кВ;

кВ.

Аналогично для других узлов. Результаты занесем в таблицу 2.18.

Т а б л и ц а 2.18 Напряжение в узлах.

Узлы	1	2	3	4	5
UB, кВ	120,243	119,129	118,267	118,114	118,027	118,094
UC, кВ	38,23	37,88	-	-	10,26	37,55
UH, кВ	6,553	6,492	6,445	6,479	6,432	10,41

Переходим к регулированию напряжения на проектируемых подстанциях и определению действительных напряжений на шинах низшего напряжения. Все выбранные трансформаторы снабжены устройством для регулирования напряжения под нагрузкой (РПН).

В соответствии с ГОСТ напряжение на шинах потребителя в нормальных режимах работы должно находиться в интервале от 0,95 до 1,05. Если напряжения на шинах потребителя находятся в указанной зоне, но не равны номинальным, то следует выполнить регулирование напряжений установленными средствами регулирования.

Потребители могут находиться непосредственно на шинах низкого напряжения или быть удалены от них, поэтому на шинах подстанций должны быть заданы требуемые напряжения с учетом компенсации падения напряжения от шин подстанций до шин потребителя.

Рассмотрим выбор отпайки на примере узла 1. Коэффициент трансформации равен

,

где цена одной отпайки равна 2,047 кВ.

Тогда

;

.

Теперь определим напряжение потребителя при работе трансформатора на определенной ранее отпайке ()

кВ.

Аналогичным образом определяются отпайки и в других узлах. Все полученные значения заносим в таблицу 2.18.

Т а б л и ц а 2.18 - Выбор отпаек на трансформаторах в аварийном режиме при отключении цепи 4-КТЭЦ

№ узла	1	2	3	4	5
Требуемое напряжение, кВ	6,3	6,3	6,3	6,3	10,4
Напряжение на шинах ПС до регулирования, кВ	6,553	6,492	6,445	6,479	10,41
Рациональная отпайка	+2	+2	+2	+2	0
Напряжение на шинах ПС после регулирования, кВ	6,34	6,296	6,28	6,27	10,41

Анализ качества электроэнергии у потребителя позволяет сделать вывод, что дополнительных средств регулирования напряжения из условий нормального режима максимальных нагрузок не требуется.

Поскольку отклонения напряжения не велики (менее 1%), считаем, что работа трансформаторов с выбранными стандартными ответвлениями обеспечит потребителей качественным напряжением.

На рисунках 6.6-6.8 приведены результаты расчета электрической сети в различных режимах в программе Энергия.



Рисунок 6.6 - Результаты расчета электрической сети в режиме максимальной нагрузки

Рисунок 6.7 - Результаты расчета электрической сети в режиме минимальной нагрузки

Рисунок 6.8 - Результаты расчета электрической сети в послеаварийном режиме

Размещено на Allbest.ru