Системы электроснабжения

Размещено на http://www.allbest.ru/

3

Содержание

Введение

1. Выбор вариантов электрической сети

2. Выбор номинального напряжения сети

3. Выбор сечения проводов воздушных линий

4. Выбор числа и мощности силовых трансформаторов на подстанциях

5. Технико-экономическое обоснование вариантов развития сети

6. 2-ой вариант развития сети

7. Выбор номинального напряжения сети 2-го варианта

8. Выбор сечения проводов ВЛ

9. Технико-экономическое обоснование вариантов развития сети

10. Составление принципиальной, расчетной и схемы замещения электрических сетей

11. Электрический расчет сети

12. Регулирование напряжения электрической сети

13. Конструктивный расчет ВЛ электропередачи

Заключение

Литература



Введение

напряжение электрический трансформатор подстанция

Энергетика- эта наука о закономерностях процессов и явлений, прямо или косвенно связанных с получением, преобразованием, передачей, распределением и использованием различных видов энергии.

Электроэнергетика в целом рассматривается как сложное техническое образование, тесно взаимодействующее с топливным хозяйством и основными отраслями добывающей и перерабатывающей промышленности, транспортом, сельским хозяйством и т. п.

Электрическая энергия является вторичной энергией и не заменяет первичную, например, тепловую, гидравлическую, ветровую, термоядерную, солнечную, приливную, ядерную, но в то же время стимулирует их развитие.

Электроэнергетика - это ведущая отрасль энергетики. Применение электричества, использование электрической энергии - одно из величайших открытий и достижений XIX века. Этому предшествовали усилия многих и многих людей. Сейчас электрическая энергия является самым удобным видом энергии.

Энергетической системой электроэнергетики называют совокупность электрических станций, электрических и тепловых сетей, соединённых между собой и связанных общностью режима в непрерывном процессе производства, преобразования и распределения электрической энергии и теплоты при общем управлении этим режимом.

Для истории развития энергетики России характерны четыре основных периода. Первый из них начался в 1920 г., когда VIII Всероссийским съездом Советовбыл принят план электрификации России (ГОЭЛРО). Этим планом предусматривалось опережающее развитие энергетики, сооружение 30 крупных районных станций, использование местных топлив, развитие централизованного энергоснабжения, рациональное размещение электростанций на территории страны. Задания плана ГОЭЛРО были выполнены уже в 1931 г. За годы Великой Отечественной войны выработка электроэнергии снизилась почти в два раза, около 60 крупных станций было разрушено. Поэтому основной задачей второго периода развития энергетики (1940-1950 гг.) было восстановление разрушенного энергетического хозяйства. Для третьего этапа развития энергетики (1951-1965 гг.) характерна концентрация энергоснабжения за счет создания объединенных энергосистем, строительство мощных тепловых электростанций, сооружение первых атомных станций. Четвертый период (с 1966 г. по настоящее время) характеризуется переходом к качественно новому уровню развития топливно-энергетического комплекса. Внедряется блочная схема компоновки электростанций, причем мощность блоков непрерывно повышается. Пар сверхкритических параметров теперь используется не только на конденсационных электростанциях (КЭС), но и на теплоэлектроцентралях (ТЭЦ). Формируется единая энергосистема страны. До 1975 г. в СССР проводился курс на повышение расхода газа и мазута на нужды энергетики. Это позволило в короткий срок и без значительных капитальных затрат укрепить энергетическую базу народного хозяйства. Позже было решено, что дальнейший рост энергетического потенциала Европейской части страны должен осуществляться за счет строительства гидравлических и атомных станций, а в восточных районах - за счет тепловых станций, работающих на дешевых углях. Основные запасы органических топлив (угля, нефти, газа) расположены в восточной части страны, чаще всего в труднодоступных районах. Дальнейшая централизация теплоснабжения за счет строительства мощных ТЭЦ и котельных позволит получить значительную экономию топлива. Однако сооружение ТЭЦ экономически целесообразно лишь при наличии крупных централизованных потребителей теплоты. Другой путь снижения расхода топлива - применение теплонасосных установок, которые могут использовать как естественные источники теплоты, так и вторичные энергоресурсы.

Энергетические ресурсы принято разделять на традиционные (гидроэнергия, тепловая энергия, энергия ядерного синтеза) и нетрадиционные (геотермальная, солнечная, ветровая и биогазовая энергия). Дагестан богат как традиционными, так и нетрадиционными энергоресурсами.

Около 98% вырабатываемой в Дагестане электроэнергии получено за счет использования гидроэнергетических ресурсов. Потенциальная мощность дагестанской гидроэнергетики оценивается в 6300 МВт, а суммарный гидроэнергетический потенциал -- 55,2 млрд кВт-ч (около 40 % потенциала рек Северного Кавказа), из которых 94 % сосредоточено в бассейнах рек Сулак, Самур и Терек. В настоящее время в республике освоено лишь около 8 % гидроэнергетического потенциала. В наибольшей степени освоены гидроэнергетические ресурсы реки Сулак с потенциалом мощности гидроэлектростанций в 4691 МВт и с годовой выработкой 10424 млн кВт-ч. Ресурсы реки Самур значительно меньше: суммарная мощность гидроэлектростанций оценивается в 680 МВт, а годовая выработка -- 2845 млн кВт-ч. Кроме крупных рек, Дагестан имеет 139 малых рек с гидроэнергетическим потенциалом 7,7 млрд кВт-ч.Общий природный потенциал гелиоэнергетических ресурсов достигает 30 млрд кВт-ч (около 61,4 трлн Гигокалорий в год), однако он практически не освоен: в Дагестане функционируют лишь около 40 объектов солнечного теплоснабжения с общей площадью коллекторов порядка 13 тыс. кв. м. Другим перспективным источником энергии является ветер. Ветроэнергетические ресурсы республики составляют порядка 556 млрд кВт-час в год, из которых доступно для освоения около 11 % (60 млрд кВт-час). Общий ресурсный потенциал дагестанской энергетики составляет 145 млрд кВт-час в год и задействован лишь на 3%.

История дагестанской энергетики началась в 1927 году со строительства Гергебильской ГЭС на реке Кара-Койсу. Затем вошли в строй Каспийская ТЭЦ -- в 1936 году и Махачкалинская ТЭЦ -- в 1953 году. Каскад Чирюртовских ГЭС был введен в эксплуатацию в 1961 году. В 1974 году дала первый ток Чиркейская ГЭС мощностью 1 млн кВт, ее строительство длилось 11 лет. В 1986 году вошла в строй Миатлинская ГЭС (мощностью 220 тыс. кВт), завершив тем самым сооружение Сулакского Каскада ГЭС. Более 90% дагестанской электроэнергии вырабатывается двумя электростанциями: Чиркейской и Миатлинской ГЭС. На стадии завершения находится строительство Ирганайской ГЭС (мощностью 800 МВт). Два ее энергоблока уже запущены в эксплуатацию. Ввод Ирганайской ГЭС должен на 60 % увеличить мощности дагестанской энергетики.Идет строительство Ахтынской и Гунибской ГЭС, реконструируются Дагестанская и Каспийская ТЭЦ. В перспективе строительство каскадов ГЭС на Аварском Койсу (7 ГЭС), Андийском Койсу (8 ГЭС), 32 малых ГЭС в бассейне реки Сулак и 12 малых ГЭС в Южном Дагестане.

Несмотря на значительный потенциал нетрадиционных источников энергии, их использование в Дагестане носит лишь локальный характер и служит для обеспечения электроэнергией мелких потребителей, удаленных от источников и центров распределения энергии. Ветроэнергетика пока не вышла из стадии эксперимента, так на экспериментальном ветроэлектрическом полигоне в п. Дубки эксплуатируются два ветроагрегата мощностью 1,425 МВт. Сегодня в энергосистему Дагестана входят семь действующих электростанций с общей мощностью агрегатов 1364,3 МВт, тепловой мощностью -- 550 Гкал/час, более 32 тыс. км линий электропередач, 193 подстанции. Основные производственные фонды энергетики оцениваются в 200 млн долларов США. Реально эта цифра может быть в 4-5 раз выше.



1. Выбор вариантов электрической сети

В районных электрических сетях применяют различные по конфигурации схемы:

- разомкнутые нерезервированные радиальные и магистральные;

- разомкнутые резервированные радиальные и магистральные;

- замкнутые резервированные схемы (кольцевые, петлевые, с двухсторонним питанием, сложно замкнутые).

Выбор конкретной схемы из числа названных типовых при проектировании определяется составом потребителей по категориям требуемой надежности электроснабжения и взаимным расположением источников питания и пунктов потребления энергии.

Согласно ПУЭ потребители 1-ой и 2-ой категории должны обеспечиваться электроэнергией от двух независимых взаимно резервирующих источников питания.

Учитывая наличие в нашей сети потребителей 1-ой категории, с учетом этого выбираем надежную схему.

Для 1 варианта развития сети получим следующую схему:

Рис.1. План-схема районной сети 1 варианта



Для 1 варианта мы взяли две 2-х цепные линии А-2 и А-4, и одну кольцевую линию А-3-1-А.

2. Выбор номинального напряжения сети

Выбор номинального напряжения сети производится по величине активной мощности, которую необходимо передать от источника к узлу нагрузки и расстоянию между ними.

С этой целью используют ряд эмпирических формул, наиболее применяемых в практике проектирования.

Если мощность, передаваемая по одной цепи, не превышает 60 МВт, а расстояние L 250 км, то применяют формулу Стилла:

, или формулу

,

Где - расчетное значение напряжения;

L - расстояние, км;

P - активная мощность, МВт.

Если мощность, передаваемая по одной цепи, более 60 МВт или расстояние более 250 км, но не более 1000 км, то применяют формулу А.М.Залесского:

.

Как в одном, так и в другом случае можно использовать формулу Г.А. Илларионова:



,

где P - активная мощность, МВт.

Полученное расчетное значение номинального напряжения округляется до ближайшего стандартного значения либо в большую, либо в меньшую сторону.

Так как мощность передаваемая по линиям не превышает 60 МВт и расстояние L 250 км, поэтому для расчета берем формулы Стилла и Илларионова.

Рассчитаем напряжение для 2-х цепной линии А-2 по формуле Стилла:

кВ;

Теперь рассчитаем по формуле Г.А. Илларионова:

кВ.

Для 2-х цепной линии А-4 по формуле Стилла:

кВ;

По формуле Илларионова:

кВ.

Для рассчитанных 2-х цепных линий А-2 и А-4 выбираем номинальное напряжение 110 кВ.

Рассчитаем напряжение для кольца А-3-1-А. Исходная схема выглядит следующим образом:



Рис.2. Расщепление кольцевой линии А-3-1-А

Найдем перетоки мощностей на головных участках сети, используя метод «расщепления» сети :

Проверка:

Найдем переток мощности в смежном участке 1-3:

Определим напряжение по формуле Стилла для линии А-1:

кВ;

Для А-3:

кВ.

Для кольцевой линии А-3-1-А принимаем номинальное напряжение 110 кВ.

Номинальные напряжения всех проектируемых ЛЭП сведем в таблицу №1.

Таблица 1

ЛЭП	А-1	А-2	А-3	А-4	1-3
Номинальное напряжение , кВ	110	110	110	110	110

И так для всех новых проектируемых линий электропередач 1 варианта получаем напряжение 110 кВ.

3. Выбор сечения проводов воздушных линий

Проблема выбора сечения проводников является технико-экономической, в результате решения которой требуется найти оптимальное соотношение между капитальными затратами на сооружение линии и затратами, связанные с потерей энергии в ней. С увеличением площади сечения увеличивается расход металла и следовательно увеличивается капитальные затраты, но уменьшаются потери энергии и следовательно одна из составляющих ежегодных издержек.

Решение указанной задачи выбора сечений может быть выполнено различными методами:

по методу экономической плотности тока;

по экономическим интервалам нагрузки;

непосредственным сравнением вариантов применения различных сечений по экономическим критериям.

При проектировании ВЛ напряжением до 500 кВ вкючительно выбор сечения проводов производится по нормированным обобщенным показателям. В качестве таких показателей используются нормированные значения экономической плотности тока.

Суммарное сечение (F) проводов фазы проектируемой ВЛ составляет:

,

Где - расчетный ток, А;

- нормированная плотность ток, .

Основным достоинством выбора площади сечения проводников линий по нормированной экономической плотности тока является его простота.

Однако такой подход имеет много недостатков. Некоторые недостатки устраняются при подходе к выбору площади сечения проводников на основе предварительного определения экономических интервалов нагрузки. Такие интервалы образуются пересечением кривых приведенных затрат построенных для различных сечений в зависимости от тока нагрузки линии. При этом учитывается число цепей, тип и материал опор ВЛ, расчетные климатические условия.

Для выбора площади сечения проводников на основе предварительного определения экономических интервалов нагрузки запишем уравнение приведенных затрат с учетом потерь электроэнергии холостого хода (на корону):

,

,

где

ток, при максимальной нагрузке, А;

З - годовые приведенные затраты, тыс.руб.;

К - капитальные затраты, тыс.руб.;

Е - ставка дисконта;

ра - коэффициент отчислений на амортизацию;

рэ - коэффициент отчислений на эксплуатацию;

?Рхх - потери мощности хх на 1 км линии, кВт;

L - длина ЛЭП, км;

? - расчетная стоимость 1 кВт*ч потерь, кВт*ч;

? - время максимальных потерь, час;

F - сечение провода, .

Граничное значение тока, при котором целесообразно переходить от одной площади сечения к другой, то есть для смежных площадей сечений :

,А.

Определим сечение провода А-1 по методу экономических интервалов нагрузки.

Необходимо определить сечение провода, который проходит по городу Ставрополь, район по гололеду которого 3 или 4; с длиной линии 34 км; переток мощности по линии 14,38 МВт при cos?=0,9; время использования максимума часов, с железобетонными (ж/б) опорами.

Определим полную мощность:

Определяем ток нагрузки сети:

Определяем сечение по экономической плотности тока:

где

Принимаем к установке провод АС-95/16.

Выбираем сечение провода ВЛ-110 кВ методом экономических интервалов.

Для заданных климатических условий определяем капитальные затраты в ВЛ-110 кВ с ж/б опорами. Вычислим капитальные затраты для 4 климатического района по гололеду по формуле:

где коэффициенты, принимаемые по справочным данным для определения погонных капитальных затрат в ВЛ-110 кВ;

повышающий коэффициент; L - длина ВЛ, км.

Для провода АС-70

где

;

;

.

Определяем коэффициент А для ВЛ, выполненная проводом АС-70.

.

Определяем величину времени максимальных потерь:

; ?=3196 час.

Определяем коэффициент В для ВЛ, выполненной проводом АС-70:

Рассчитываем капитальные затраты и коэффициенты А и В для ряда номинальных сечений проводов. Определяем граничное значение тока, при котором целесообразно переходить от одной площади сечения к другой, то есть для двух смежных площадей сечений

Граничные значения для других сечений сводим в таблицу№2.

Таблица 2

F,	К, тыс.руб.	А, тыс.руб	В,	Граничное значение тока, А
70	25510,2	3813,63	0,227	59,7
95	26987,84	4027,56	0,167	78,5
120	28437,6	4237,35	0,133	97,22
150	30194,04	4492,54	0,106	Более 97,22

В диапазоне 78,5 А - 97,22 А следует принять провод АС-120.

И так, по методу экономических интервалов нагрузок сечение провода получилась АС-120, а по методу экономической плотности тока получили провод с сечением АС-95. Для дальнейшего расчета выбираем провод АС-120.

Для остальных линий определяем сечение проводов по экономической плотности тока.

Для линии А-2:

Определяем ток нагрузки сети:

Определяем ток в одной цепи:

Определяем сечение по экономической плотности тока:

Принимаем к установке провод марки АС-70/11, так как согласно ПУЭ для ВЛ-110 кВ минимально допустимое сечение с целью исключения явления общей короны - 70 .

Проверяем выбранное сечение по нагреву. Допустимый длительный ток для провода АС-70/11

Выбранное сечение выдерживает данную нагрузку.

Линия А-3:

Принимаем к установке провод марки АС-185/24.

Расчетные данные новых ЛЭП с выбранными проводами приведены в таблице №3.

Таблица 3

ЛЭП	Длина L, км	Число цепей	, кВ	Марка провода	, Ом/км	, Ом/км	, См/км
А-1	34	1	110	АС-185	0,162	0,414	2,739
А-2	30	2	110	АС-70	0,429	0,444	2,547
А-3	20	1	110	АС-185	0,162	0,414	2,739
А-4	22	2	110	АС-70	0,429	0,444	2,547
1-3	39	1	110	АС-185	0,162	0,414	2,739



4. Выбор числа и мощности силовых трансформаторов на подстанциях

Выбор числа трансформаторов, устанавливаемых на подстанциях, определяется категорийностью потребителей, питающихся от них.

При наличии в составе нагрузок подстанции потребителей 1 и 2 категории на подстанции устанавливается два силовых трансформатора. При отсутствии потребителей 1 категории допускается установка 1 силового трансформатора.

Так как в нашей сети есть потребители 1 категории, то принимаем 2 трансформатора.

Выбираем трансформатор для ПС-1. Определим мощность силового трансформатора по заданным зимним и летним графикам нагрузок.

Наинизшая температура в г. Ставрополь ;

Наивысшая температура

Для зимнего графика нагрузок.

Мощность каждой ступени нагрузок определяется следующим образом:



Максимальную активную мощность в летний максимум нагрузок принимаем 0,65 от зимнего максимума:

Точно так же как и для зимнего графика нагрузок находим мощность для каждой ступени.

Все эти расчеты сводим в таблицу №4

Таблица 4

Зимний график	Летний график
T, час	S, %	S, МВА		T, час	S, %	S, МВА
1	47	6,53	42,61	1	34	3,07	9,43
2	48	6,67	44,45	2	34	3,07	9,43
3	49	6,81	46,32	3	32	2,89	8,35
4	52	7,22	52,17	4	35	3,16	9,99
5	58	8,06	64,9	5	40	3,61	13,05
6	65	9,03	81,51	6	60	5,42	29,35
7	70	9,72	94,54	7	90	8,13	66,05
8	90	12,5	156,27	8	90	8,13	66,05
9	90	12,5	156,27	9	75	6,77	45,87
10	70	9,72	94,54	10	60	5,42	29,35
11	65	9,03	81,51	11	55	4,97	24,67
12	60	8,33	69,45	12	50	4,51	20,38
13	60	8,33	69,45	13	50	4,51	20,38
14	65	9,03	81,51	14	55	4,97	24,67
15	70	9,72	94,54	15	60	5,42	29,35
16	80	11,11	123,48	16	65	5,87	34,45
17	100	13,89	192,93	17	65	5,87	34,45
18	100	13,89	192,93	18	80	7,22	52,19
19	100	13,89	192,93	19	100	9,03	81,51
20	91	12,65	160	20	100	9,03	81,51
21	83	11,53	132,91	21	100	9,03	81,51
22	68	9,44	89,21	22	75	6,77	45,87
23	53	7,36	54,19	23	59	5,33	28,38
24	50	9,64	48,23	24	43	3,88	15,08

Для зимнего графика нагрузок.

Определяем среднеквадратичную суточную мощность:

Определяем максимальный коэффициент нагрузки:

Построим график нагрузки.

Диаграмма №1



Выделяем непрерывный интервал времени, на котором имеется максимум нагрузки и все нагрузки выше среднеквадратичной:

Определяем среднеквадратичную мощность для интервала перегрузки:

Определяем среднеквадратичную мощность для интервала мощностей меньших среднеквадратичной суточной мощности:

Определяем К1:

Определяем К2:

Так как

То принимаем

Пересчитываем продолжительность h перегрузки эквивалентного графика нагрузки по:

По таблицам для эквивалентных температур зимнего -36 град, вида охлаждения трансформаторов - ДЦ(OFAF) и длительности перегрузки определяем коэффициент перегрузки:

По формуле для двух трансформаторов:

Аналогичный расчет делаем для летнего графика нагрузок.

По результатам расчета получим:

Построим график нагрузки.



Диаграмма №2

Для ДЦ (OFAF) коэффициент перегрузки равен

По формуле для двух трансформаторов:

По расчетам зимнего и летнего графиков нагрузок выбираем мощность трансформатора с номинальной мощностью :

ТДН-10000/110.

Остальные трансформаторы проектируемых ПС определяем по формуле для двух трансформаторов.

Для ПС-2:

Принимаем трансформатор мощностью

Аналогично этому определяем и для других ПС и сводим полученные данные в таблицу №5.

Таблица 5

п/ст	тип		Кол-во
				В	Н
1	ТДН-10000/110	10	2	115	11	10,5	60	0,7	14
2	ТМН-6300/110	6,3	2	115	11	10,5	44	0,8	11,5
3	ТРДН-25000/110	25	2	115	10,5	10,5	120	0,7	27
4	ТДН-16000/110	16	2	115	11	10,5	85	0,7	19

5. Технико-экономическое обоснование вариантов развития сети

Капитальные затраты на кольцевую линию А-3-1-А с железобетонными опорами вычислим для 4 климатического района по гололеду (АС-185/24):



Длина кольцевой линии:

L=А1+А3+13=34+20+39=93 км.

Время наибольших потерь:

?=3196 час.

Активное сопротивлений ЛЭП:

Для линии А1:

Определяем перетоки по ветвям:

Полная мощность:

Реактивная мощность:

Определяем нагрузочные потери энергии:

Потери энергии холостого хода:

Ежегодные издержки для ВЛ:

Приведенные затраты при ставке дисконта Е=0,12 равны:

Теперь найдем затраты на 2-х цепную линию А-2 (АС-70/11):

Все затраты на ЛЭП 1-го варианта развития сети приведем в таблице №6.

Таблица 6

ЛЭП	Конструкция линии
А1-А3	Кольцевая	88156,56	4578,44	15157,23
А2	2-х цепная	51118,8	1644,75	7779,01
А4	2-х цепная	37487,12	1956,87	6455,33
Итого		176762,5	8180,06	29391,57

6. 2-ой вариант развития сети

Для 2 варианта развития сети получим следующую схему:

Рис.3. План-схема районной сети 2 варианта

Длины новых ЛЭП:

А4=22 км; А3=20 км; 13=39 км; 12=40км; Д2=49км.

7. Выбор номинального напряжения сети 2-го варианта

Рассчитаем напряжение для кольцевой линии А3-31-12-2Д:

Рис.4

Найдем перетоки мощностей на головных участках кольцевой линии, используя метод «расщепления» сети:

Проверка:

Теперь найдем перетоки по смежным участкам линии:

Проверка:

Перетоки полных и реактивных мощностей сведем в таблицу №7.

Таблица 7

ЛЭП	P, МВт	Q, МВар	S, МВА
А-3	35,95	17,4	39,94
3-1	5,95	2,88	6,61
1-2	6,55	3,18	7,28
2-Д	14,05	6,8	15,61

По формуле Стилла или Илларионова определяем напряжение для кольцевой линии.

Для линии А-3:

По расчетам для кольцевой линии выбираем напряжение

Как и для 1-го варианта напряжение линии А-4 будет 110 кВ.



8. Выбор сечения проводов ВЛ

Для линии А-3:

Выбираем сечение АС-240/32.

Нагрузка на линию А3 наибольшая по сравнению с другими линиями кольцевой сети и выбранное сечение получится наибольшим. Поэтому для всей линии кольца А3-31-12-2Д выбираем сечение АС-240/32.

Проверяем выбранное сечение по нагреву:

Для линии А4 берем провод АС-70/11, так как рассчитывали для 1-го варианта.

Расчетные данные новых ЛЭП с выбранными проводами приведены в таблице №8.

Таблица 8

ЛЭП	Длина L, км	Число цепей	, кВ	Марка провода	, Ом/км	, Ом/км	, См/км
А3-31-12-2Д	148	1	110	АС-240	0,121	0,405	2,8
А-4	22	2	110	АС-70	0,429	0,444	2,547



9. Технико-экономическое обоснование вариантов развития сети

Затраты на ВЛ 2-го варианта рассчитываются точно так же как и по 1-му варианту, поэтому расчеты приведем в таблице №9.

Таблица 9

ЛЭП	Конструкция линии
А3-31-12-2Д	кольцевая	154369,92	6790,74	25315,13
А4	2-х цепная	37487,12	1956,87	6455,33
Итого		191857,04	8747,61	31770,46

Сравним 1-ый и 2-ой варианты по методу годовых приведенных затрат:

Таким образом, по выбранному критерию выгодно принять 1-ый вариант.

Так как варианты равноценны, несмотря на выгодность 1-го варианта мы выбираем 2-ой вариант, так как 2-ой вариант:

с более высокой надежностью электроснабжения;

с лучшими возможностями развития сети при росте нагрузок.

10. Составление принципиальной, расчетной и схемы замещения электрических сетей

Для дальнейшего расчета принимаем 2-ой вариант. Для построенной схемы замещения 2-го варианта находим параметры.

В начале определим параметры схемы замещения проектируемых ПС, то есть трансформаторов - 1, 2, 3 и 4.

Для ПС-1 с 2-мя трансформаторами ТДН-10000/110 с паспортными данными:

Активное сопротивление:

Реактивное сопротивление:

Реактивная намагничивающая мощность:

Реактивная проводимость:

Активная проводимость:

Номинальный коэффициент трансформации:

Аналогично как для ПС-1 находим параметры и других ПС.

Параметры схем замещений 2-х обмоточных трансформаторов приведены в таблице №10.

Таблица 10

Наименование п/ст
1	0,028	0,14	0,096	3,97	69,43	2,12	10,59
2	0,023	0,101	0,096	7,33	110,21	1,74	7,62
3	0,054	0,35	0,091	2,54	55,55	4,08	26,47
4	0,038	0,224	0,096	2,2	43,39	2,87	16,94

Рассчитаем параметры схемы замещения ПС-3 трансформаторами с расщепленной обмоткой ТРДН-25000/110. Паспортные данные:

Активное сопротивление:

Реактивное сопротивление:

Реактивная намагничивающая мощность:



Реактивная проводимость:

Активная проводимость:

Номинальный коэффициент трансформации:

Найдем параметры существующих ПС (автотрансформаторов).

Паспортные характеристики существующих ПС приведены в таблице №11.

Таблица 11

п/ст	тип		Кол-во
				В	С	Н	В/С/Н
А	АТДЦТН- 200/220	200	2	230	121	11	11/32/20	430	0,5	125
В	АТДЦТН-200/220	200	2	230	121	11	11/32/20	430	0,5	125
С	АТДЦТН-500/500	500	2	500		230	11,5	1050	0,3	230

Для ПС А и В.

Распределение мощностей по обмоткам автотрансформатора 100/100/60.

Активное сопротивление:

Напряжение К.З.:

Индуктивное сопротивление обмоток:

Реактивная намагничивающая мощность:

Реактивная проводимость:

Активная проводимость:

Номинальные коэффициенты трансформации:

Параметры схемы замещения существующих ПС приведены в таблице №12.

Таблица 12

п/ст									G, мкСм	В, мкСм
А	0,25	2	0,14	15,21	0,14	0	0,23	27,11	4,73	37,81
В	0,25	2	0,14	15,21	0,14	0	0,23	27,11	4,73	37,81
С	0,46	3	0,53	28,75					1,84	12

Рассчитаем параметры схемы замещения для всех проводов. Вначале рассчитаем для проектируемых ЛЭП.

Для линии А-4.

Активное сопротивление:

Индуктивное сопротивление:

Емкостная проводимость:

Расчетные данные существующих линий приведены в таблице №13.

Таблица 13

ЛЭП	Длина L, км	Число цепей	, кВ	Марка провода	, Ом/км	, Ом/км	, См/км
А-Д	68	2	220	АС-240	0,121	0,435	2,6
В-С	88	2	220	АС-240	0,121	0,435	2,6
С-Д	55	2	220	АС-300	0,098	0,429	2,64

Параметры схемы замещения всех линий приведены в таблице №14.

Таблица 14

Название линии	R, Ом	Х, Ом	В, мкСм
А-4	4,72	4,88	-112,07
А-3	2,42	8,1	-56
1-3	4,72	15,79	-109,2
1-2	4,84	16,2	-112
2-Д	5,93	19,85	-137,2
А-Д	4,11	13,77	-380,8
С-Д	2,7	11,8	-290,4
В-С	5,32	17,82	-492,8

Найдем реактивную и полную мощность ПС по известной активной мощности для проектируемых ПС.

Для ПС-1:

Максимальная летняя нагрузка составляет 0,65 от зимней:



Рассчитанные нагрузки ПС летнего и зимнего графиков приведены в таблице №15.

Таблица 15

Название ПС	Зимний график нагрузок
	P, МВт	Q, МВар	S, МВА
1	12,5	6,05	13,89
2	7,5	3,63	8,33
3	30/15	14,53/7,27	33,33
4	19	9,2	21,11
Летний график нагрузок
1	8,13	3,94	9,03
2	4,88	2,36	5,42
3	19/9,5	9,44/4,72	21,67
4	12,35	5,98	13,72

Теперь рассчитаем нагрузку для существующих ПС. Принимаем нагрузку на шинах НН трансформаторов (автотрансформаторов) существующей сети равной 0,35 от номинальной мощности трансформаторов (автотрансформаторов) при коэффициенте мощности cos?=0,92, а на шинах СН трансформаторов (автотрансформаторов) существующей сети равной 0,25 от номинальной мощности трансформаторов при cos?=0,92.

Для ПС-А:

Нагрузки существующих ПС приведены в таблице №16.

Таблица 16

Название ПС	Зимний график нагрузок
	НН	СН
	P, МВт	Q, МВар	S, МВА	P, МВт	Q, МВар	S, МВА
А	64,4	27,43	70	46	19,6	50
В	64,4	27,43	70	46	19,6	50
С	161	68,59	175
Летний график нагрузок
А	41,86	17,83	45,5	29,9	12,74	32,5
В	41,86	17,83	45,5	29,9	12,74	32,5
С	104,65	44,58	113,75

11. Электрический расчет сети

Электрический расчет необходимо выполнить для исходного (зимнего) режима сети, для летнего и для аварийного режимов. Выполняем расчеты на программе RASTR.

Расчетные данные узлов для программы RASTR приведены в таблице № 17.

Таблица 17

№ узлов		Зима	Лето	Генерация
	кВ	МВт	МВар	МВт	МВар	МВт	МВар
1	110	46	19,6	29,9	12,74
2	10	64,4	27,43	41,86	17,83
3	220
4	220
5	220	161	68,59	104,65	44,58
6	525
7	242
8	220
9	220
10	10	64,4	27,43	41,86	17,83
11	110	46	19,6	29,9	12,74
12	110
13	10	19	9,2	12,35	5,98
14	110
15	10	15	7,27	9,5	4,72
16	10	15	7,27	9,5	4,72
17	110
18	10	12,5	6,05	8,13	3,94
19	110
20	10	7,5	3,63	4,88	2,36

Расчетные данные ветвей для программы RASTR приведены в таблице №18.

Таблица 18

Ветвь	Сопротивление	Проводимость	Коэффициент Трансформации,
	R	X	G	B
№нач	№кон	Ом	Ом	мкСм	мкСм
3	1	0,14	0			0,526
3	2	0,23	27,11			0,048
4	3	0,14	15,21	4,73	37,81	1
4	5	5,32	17,82		-492,8
6	5	0,53	28,75	1,84	12	0,46
5	7	2,7	11,8		-290,4
7	8	4,11	13,77		-380,8
8	9	0,14	15,21	4,73	37,81	1
9	10	0,23	27,11			0,048
9	11	0,14	0			0,526
11	12	4,72	4,88		-112,07
12	13	2,2	43,39	2,87	16,94	0,096
11	14	2,42	8,1		-56
14	15	2,54	55,55	4,08	26,47	0,091
14	16	2,54	55,55			0,091
14	17	4,72	15,79		-109,2
17	18	3,97	69,43	2,12	10,59	0,096
17	19	4,84	16,2		-112
19	20	7,33	110,21	1,74	7,62	0,096
19	7	5,93	19,85		-137,2

В следующих таблицах приведены результаты расчета на программе RASTR.

Зимний график нагрузок.

Таблица узлов приведена в таблице №19.

Таблица 19

...

Тип	Номер	Название	U_ном	Район	P_н	Q_н	Р_г	Q_г	V	Delta
Нагр	1	В	110	1	46	19,6			121,14	-4,62
Нагр	2	В	10	1	64,4	27,4			10,89	-6,53
Нагр	3	В	220	1					230,33	-4,62
Нагр	4	В	220	1					233,78	-2,84
Нагр	5	С	220	1	161	68,6			239,65	-1,06
База	6	С	525	1			176,6	75,2	525
База	7	Д	242	1			330,9	256	242
Нагр	8	А	220	1					248,87	-1,53
Нагр	9	А	220	1					257,29	-2,53
Нагр	10	А	10	1	64,4	27,4			12,2	-4,05
Нагр	11	А	110	1	46	19,6			135,33	-2,55
Нагр	12	4	110	1					134,31	-2,7
Нагр	13	4	10	1	19	9,2			12,56	-5,32
Нагр	14	3	110	1					148,39	-2,62
Нагр	15	3	10	1	15	7,3			13,22	-4,79
Нагр	16	3	10

Подобные документы

• Проектирования электрической сети

  Анализ различных вариантов развития сети. Выбор номинального напряжения сети, определение сечения линий электропередачи, выбор трансформаторов на понижающих подстанциях. Расчет установившихся режимов сети для двух наиболее экономичных вариантов развития.
  
  дипломная работа [1,1 M], добавлен 20.08.2014
  

• Разработка вариантов развития сети электроснабжения потребителей

  Выбор номинального напряжения сети. Расчет тока нагрузки и выбор сечения проводов. Расчет схемы замещения и выбор силовых трансформаторов. Определение радиальной сети. Расчет установившегося режима замкнутой сети без учета потерь мощности и с ее учетом.
  
  курсовая работа [188,4 K], добавлен 17.04.2014
  

• Расчеты режимов электрических сетей

  Выбор номинального напряжения сети, мощности компенсирующих устройств, сечений проводов воздушных линий электропередачи, числа и мощности трансформаторов. Расчет схемы замещения электрической сети, режима максимальных, минимальных и аварийных нагрузок.
  
  курсовая работа [2,5 M], добавлен 25.01.2015
  

• Проектирование электрических систем энергосистемы

  Выбор схемы соединения линий электрической сети. Определение сечений проводов линий электропередачи. Расчёт максимального режима сети. Выявление перегруженных элементов сети. Регулирование напряжения на подстанциях. Выбор трансформаторов на подстанциях.
  
  курсовая работа [5,0 M], добавлен 14.03.2009
  

• Проектирование радиальной схемы электроснабжения

  Разработка вариантов развития сети, расчет мощности его источника сети. Выбор номинального напряжения сети и проводов воздушных линий электропередач. Расчет установившихся режимов сети максимальных нагрузок. Выбор оборудования для радиальной схемы.
  
  курсовая работа [785,6 K], добавлен 19.12.2014
  

• Проектирование районной электрической сети

  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
  

• Расчёт параметров электрической сети

  Выбор мощности силовых трансформаторов. Расчет сечения линий электропередач, их параметры. Потери мощности и электроэнергии в силовых трансформаторах и линиях электропередач. Проверка выбранного сечения линий электропередачи по потере напряжения.
  
  курсовая работа [741,1 K], добавлен 19.12.2012
  

• Проектирование районной электрической сети

  Составление вариантов схемы электрической сети и выбор наиболее рациональных из них. Расчет потокораспределения, номинальных напряжений, мощности в сети. Подбор компенсирующих устройств, трансформаторов и сечений проводов воздушных линий электропередачи.
  
  курсовая работа [1,6 M], добавлен 24.11.2013
  

• Расчет участка электрической сети района энергосистемы

  Выбор напряжения сети, типа и мощности силовых трансформаторов на подстанции, сечения проводов воздушной линии электропередачи. Схема замещения участка электрической сети и ее параметры. Расчеты установившихся режимов и потерь электроэнергии в линии.
  
  курсовая работа [688,8 K], добавлен 14.07.2013
  

• Проэкт электрической сети на территории Амурской области

  Климатическая и географическая характеристика энергорайона. Разработка конкурентоспособных вариантов электрической сети. Расчет упрощенного потокораспределения активной мощности и выбор номинального напряжения. Выбор мощности силовых трансформаторов.
  
  курсовая работа [300,8 K], добавлен 19.01.2016
  

• Проект электросети для электроснабжения промышленного района

  Обеспечение потребителей активной и реактивной мощности. Размещение компенсирующих устройств в электрической сети. Формирование вариантов схемы сети. Выбор номинального напряжения, числа трансформаторов. Проверка по нагреву и допустимой потере напряжения.
  
  курсовая работа [1,6 M], добавлен 15.09.2014
  

• Выбор схем питающих и распределительных сетей

  Выбор конфигурации, номинального напряжения сети. Выбор трансформаторов и схем электрических соединений. Сечение проводов воздушных линий электропередачи. Технико–экономические показатели. Уточнённый расчёт радиально-магистральной сети напряжением 220 кв.
  
  курсовая работа [1,3 M], добавлен 25.10.2016
  

• Проектирование электрической сети

  Составление вариантов схемы электрической сети и выбор наиболее рациональных решений. Приближенный расчет потокораспределения, определение номинального напряжения. Выбор трансформаторов на подстанциях. Разработка схемы электрических соединений сети.
  
  дипломная работа [1,8 M], добавлен 04.12.2012
  

• Разработка технически и экономически целесообразного варианта электрической сети 35-220 (кВ) для электроснабжения района

  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
  

• Проект развития электрической сети

  Выбор рациональных вариантов схем электрической сети с обоснованием конфигурации сети, номинальных напряжений, числа и мощности трансформаторов на подстанциях, электрической схемы сооружаемой электростанции, а также материала и сечений проводов линии.
  
  курсовая работа [956,8 K], добавлен 14.05.2013
  

• Электрический расчёт районной радиальной сети

  Расчет электрических параметров сети, потоков мощности по участкам и напряжения на вторичной обмотке трансформатора. Выбор числа цепей и сечения проводов, количества и мощности трансформаторов на подстанции. Составление схемы замещения электропередачи.
  
  лабораторная работа [459,6 K], добавлен 30.09.2015
  

• Проектирование электрической сети для электроснабжения промышленного района

  Определение предварительного распределения мощностей в линиях. Выбор номинального напряжения сети и сечений проводов в двух вариантах. Проверка выбранных сечений по допустимой токовой нагрузке. Расчет силовых трансформаторов и выбор схем подстанций.
  
  курсовая работа [701,7 K], добавлен 26.06.2011
  

• Разработка схемы питания районной распределительной сети

  Выбор силовых трансформаторов подстанции, сечения проводов варианта электрической сети. Схема замещения варианта электрической сети. Расчёт рабочих режимов электрической сети в послеаварийном режиме. Регулирование напряжения сети в нормальном режиме.
  
  курсовая работа [694,7 K], добавлен 04.10.2015
  

• Упрощенный порядок проектирования электрической сети района

  Разработка вариантов конфигураций и выбор номинальных напряжений сети. Выбор компенсирующих устройств при проектировании электрической сети. Выбор числа и мощности трансформаторов на понижающих подстанциях. Электрический расчет характерных режимов сети.
  
  курсовая работа [599,7 K], добавлен 19.01.2016
  

• Технико-экономическое обоснование варианта схемы развития электрической сети районной энергосистемы для электроснабжения новых узлов нагрузки

  Выбор вариантов развития существующей сети. Выбор номинальных напряжений сооружаемых воздушных линий радиального варианта сети. Определение сечений проводов сооружаемых линий радиального варианта сети. Выбор понижающих трансформаторов на подстанции.
  
  курсовая работа [2,9 M], добавлен 22.07.2014
  

• главная
• рубрики
• по алфавиту
• вернуться в начало страницы
• вернуться к началу текста
• вернуться к подобным работам