Размещено на http://www.allbest.ru/

Оглавление

Введение

1. Характеристика электрифицируемого района и потребителей электроэнергии

1.1 Исходные данные

1.2 Расположение потребительских ПС и городской ТЭЦ

1.3 Определение расчетной активной нагрузки

2. Построение схем электрических сетей

3. Выбор номинального напряжения

4. Баланс мощности в проектируемой сети

5. Выбор мощности трансформаторов на подстанциях

5.1 Определение потерь мощности в трансформаторах

6. Выбор сечения проводов

6.1 Аварийные режимы

6.2 Расчет потерь мощности на участках линии

6.3 Расчет падения напряжения в трансформаторах

6.4 Регулирование напряжения

Заключение

Список литературы

Введение

Начало развития электрических систем в нашей стране было положено планом ГОЭЛРО - планом электрификации России. Его идеи привели к созданию объединенных энергетических систем, в том числе и единой энергетической системы (ЕЭС). Задачу проектирования электрических систем следует рассматривать как задачу развития единой энергетической системы России. При проектировании электрических систем важно учитывать интересы и специфику административных и экономических районов. Поэтому проектирование ЕЭС России должно основываться на учете развития энергосистем и их объединений.

В соответствии с основными положениями Энергетической программы на длительную перспективу в ближайшие два десятилетия намечено завершение формирования ЕЭС страны, сооружение магистральных линий электропередачи напряжением 1150 кВ постоянного тока.

Создание мощных электрических систем обусловлено их большими технико-экономическими преимуществами. С увеличением их мощности появляется возможность сооружения более крупных электрических станций с более экономичными агрегатами, повышается надежность электроснабжения потребителей, более полно и рационально используется оборудование.

Формирование электрических систем осуществляется с помощью электрических сетей, которые выполняют функции передачи энергии и электроснабжения потребителей.

Курсовой проект по дисциплине «Электрические системы и сети» выполняют на четвертом курсе студенты, обучающиеся электроэнергетическим специальностям. Этот проект должен развить у студента навыки практического использования знаний, которые он получил при изучении курса «Электрические системы и сети». Следующий за теоретическим изучением курса учебный проект завершает работу на этой важной для каждого электроэнергетика дисциплиной. Первые шаги в области проектирования убеждают студента, что полученные знания, умение проводить различные расчеты сетей недостаточны для выполнения проекта. Расчетные задачи решаются по определенным формулам по известной методике на основе необходимых исходных данных. Задачи, которые поставлены в проекте электрической сети, в большинстве случаев не имеют однозначного решения. Выбор наиболее удачного варианта электрической сети производится не только путем теоретических расчетов, но и на основе различных соображений, производственного опыта. Выполнение курсового проекта и дает возможность студенту получить некоторый опыт, развивать проектное мышление, и только после нескольких лет молодой инженер становится полноценным специалистом в области проектирования электрических сетей.

Любой проект электрической сети состоит из двух следующих основных разделов:

1) выбор наиболее рациональных вариантов схем электрической сети и электроснабжения потребителей;

2) сопоставление этих вариантов по различным показателям;

3) выбор и результат этого сопоставления и технико-экономического расчета наиболее приемлемого варианта;

4) расчет характерных режимов работы электрической сети;

5) решение вопросов связанных с регулированием напряжения;

6) определение технико-экономических показателей электрической сети.

Следует учитывать, что к электрической сети предъявляются определенные технико-экономические требования, с учетом которых и производится выбор наиболее приемлемого варианта.

Экономические требования сводятся к достижению по мере возможности наименьшей стоимости передачи электрической энергии по сети, поэтому следует стремиться к снижению капитальных затрат на строительство сети. Необходимо также принимать меры к уменьшению ежегодных расходов на эксплуатацию электрической сети. Одновременный учет капитальных вложений и эксплуатационных расходов может быть произведен с помощью метода приведенных затрат. В связи с этим оценка экономичности варианта электрической сети производится по приведенным затратам.

Выбор наиболее приемлемого варианта, удовлетворяющего технико-экономическим требованиям, - это один из основных вопросов при проектировании любого инженерного сооружения, в том числе и электрической сети.

Сооружение проекта во многом зависит от вида сети, ее назначения. В учебном проекте в большинстве случаев решаются вопросы электроснабжения района с промышленной и сельской нагрузками от электрической станции или районной подстанции энергосистемы. При реальном проектировании сетей и линий электропередачи рассматривается более обширный круг вопросов. В частности сюда входят:

1) изыскание трасс и линий электрической сети;

2) разработка схемы сети;

3) выбор номинальных напряжений;

4) расчеты сечений проводов;

5) определение числа и мощности силовых трансформаторов на подстанциях, питающихся от проектируемой сети;

6) электрический расчет сети в основных нормальных и аварийных режимах;

7) выбор способов регулирования напряжения, определение места установки и мощности устройств для регулирования напряжения;

8) расчет конструктивных параметров проводов, опор и фундаментов воздушных линий;

9) определение технико-экономических показателей электрической сети;

10) организация эксплуатации проектируемой работы.

В процессе реального проектирования решают также и ряд других важных вопросов. К ним относятся разработка мероприятий по снижению потерь мощности и энергии в сети, релейная защита, расчет заземляющих устройств подстанций и опор линий, средств по грозозащите линий и подстанций.

1. Характеристика электрифицируемого района и потребителей электроэнергии

1.1 Исходные данные

Время использование максимума Tмакс - 4400 ч.

Масштаб 1см - 5км.

Согласно заданному варианту в Таблица 1, Таблица 2 указаны данные по потребительским ПС и балансирующей станции.

Таблица 1. Данные по потребительским ПС и балансирующей станции

Подстанция	1	2	3	4	5	6	Баланс
Pmax	-50	30	40	34	20	32	-
cosц	0,87	0,86	0,92	0,88	0,83	0,84	-

Таблица 2. Данные по расположению потребительских ПС и балансирующей станции

Подстанция	1	2	3	4	5	6	Баланс
Х	70	45	50	40	60	80	80
Y	60	70	82	95	105	80	100

1.2 Расположение потребительских ПС и городской ТЭЦ

По заданным координатам в Таблица 2 нарисуем расположение подстанций и станций. Итоговое расположение показано на Рисунок 1

Рисунок 1. Результат построения сети

1.3 Определение расчетной активной нагрузки

Определение расчетной нагрузки для узла 1

Расчетная реактивная нагрузка:

где - коэффициент реактивной мощности, определяемый по известному cosц1.

.

Определение расчетной нагрузки для узла 2

Расчетная реактивная нагрузка по формуле (1):

МВар,

где - коэффициент реактивной мощности, определяемый по известному cosц2.

Определение расчетной нагрузки для узла 3.

Расчетная реактивная нагрузка по формуле (1):

МВар,

где - коэффициент реактивной мощности, определяемый по известному cosц3.

Определение расчетной нагрузки для узла 4.

Расчетная реактивная нагрузка по формуле (1):

МВар,

где - коэффициент реактивной мощности, определяемый по известному cosц4.

Определение расчетной нагрузки для узла 5.

Расчетная реактивная нагрузка по формуле (1):

МВар,

где - коэффициент реактивной мощности, определяемый по известному cosц5.

Определение расчетной нагрузки для узла 6.

Расчетная реактивная нагрузка по формуле (1):

МВар,

где - коэффициент реактивной мощности, определяемый по известному cosц6.

Полученные данные сведем в Таблица 3.

Таблица 3. Расчётные данные по потребительским ПС и балансирующей станции

Подстанция	1	2	3	4	5	6	Баланс
Pmax	-50	30	40	34	20	32	-
cosц	0,87	0,86	0,92	0,88	0,83	0,84	-
Pmax	-28,3	17,8	17	18,4	13,4	20,7	-

2. Построение схем электрических сетей

Линии электропередачи состоят из ВЛ основной и распределительной сети. ВЛ основной сети обеспечивают связь между крупными электростанциями и передачу мощности от них в районы потребления электроэнергии. ВЛ распределительной сети обеспечивают передачу электроэнергии от ПС основной сети и электростанций к потребителям электроэнергии.

При проектировании основной электрической сети энергосистем рекомендуется:

- намечать линии электропередачи через крупные узлы нагрузки, избегать прямых связей между электростанциями;

- производить выбор схемы присоединения электростанций и ПС к основной сети с учётом надёжности питания узла электрической сети и необходимости обеспечения транзита мощности по ВЛ;

- сооружать между двумя узлами сети по одной трассе, как правило, не более двух линий электропередачи одного напряжения. При необходимости дополнительного усиления сети следует рассматривать целесообразность сооружения ВЛ по другим направлениям или выполнение электропередачи на более высоком напряжении.

Проектирование распределительной сети энергосистем осуществляется с учётом следующего:

- в районах с малым охватом территории сетями при близких значениях технико-экономических показателей вариантов развития сети рекомендуется отдавать предпочтение сооружению ВЛ по новым трассам;

- в крупных городах и промышленных районах с большой концентрированной нагрузкой по одной трассе может предусматриваться строительство двух и более ВЛ;

- при прохождении ВЛ по территории городов, на подходах к электростанциям ПС, в стеснённых условиях, лесных массивах и т.д. ВЛрекомендуется выполнять на двухцепных опорах. При этом подвеска одной цепи рекомендуется в случае, когда необходимость ввода второй цепи возникает в срок более трёх лет после ввода первой, а также когда отключение первой цепи на время проведения работ по подвеске второй допустимо по условиям электроснабжения. Допускается подвеска на одних опорах ВЛ разных классов напряжений;

- при питании ПС с потребителями первой категории применение двух одноцепныхВЛ вместо одной двухцепной допускается при наличии обоснований.

На Рисунок 2представлены 6 вариантов схем электрической сети для расчета.

Рисунок 2. Варианты схем электрической сети

Расчет мощностей протекающих по линиям

Для кольцевых схем необходимо использовать формулу (2):

.

Определение мощностей протекающих по линиям по схеме 1.

МВт;

МВт;

МВт;

;

.

Определение мощностей протекающих по линиям по схеме 2.

МВт;

МВт;

МВт;

МВт;

;

.

Определение мощностей протекающих по линиям по схеме 3.

МВт;

;

Определение мощностей протекающих по линиям по схеме 4.

Определение мощностей протекающих по линиям по схеме 5.

МВт;

МВт;

МВт;

МВт;

МВт;

МВт.

Определение мощностей протекающих по линиям по схеме 6.

МВт;

МВт;

МВт;

МВт;

МВт;

МВт.

3. Выбор номинального напряжения

Экономически выгодной напряжение определяется по формуле (3)

,

где L - длина линии, км; Р - передаваемая мощность, МВт.

После расчета экономически выгодного напряжения выбираем по нему напряжение номинальное, ближайшее большее.

кВ;

кВ;

кВ;

кВ;

кВ;

кВ;

кВ;

Определение номинального напряжения в схеме 2.

кВ;

кВ;

кВ;

кВ;

кВ;

кВ;

кВ.

Определение номинального напряжения в схеме 3.

кВ;

кВ;

кВ;

кВ;

кВ;

кВ;

кВ.

Определение номинального напряжения в схеме 4.

кВ;

кВ;

кВ;

кВ;

кВ;

кВ;

кВ.

Определение номинального напряжения в схеме 5.

кВ;

кВ;

кВ;

кВ;

кВ;

кВ.

Определение номинального напряжения в схеме 6.

кВ;

кВ;

кВ;

кВ;

кВ;

кВ.

Результаты расчетов номинального напряжения для различных вариантов проектирования сетей энергосистемы сведем в Таблица 4.

Таблица 4. Результаты расчетов экономически выгодного номинального напряжения линий

Вариант	Участок	Р, МВт	L, км	Uэк, кВ	Uст, кВ
1	6-1	32	11,2	58,515	110
	1-2	18	13,5	53,084	110
	2-3	15,3	6,5	55,817	110
	3-5	55,3	12,5	61,328	110
	4-5	34	11,2	59,408	110
	5-БС	87	10,3	83,282	110
	БС-2	3,3	23	85,14	110
2	6-1	32	11,2	58,515	110
	1-2	18	13,5	53,084	110
	2-3	12	6,5	39,984	110
	3-5	8,8	12,5	51,785	110
	4-5	34	11,2	59,408	110
	5-БС	62,8	10,3	80,689	110
	БС-3	43,2	17,5	83,913	110
3	6-1	32	11,2	58,515	110
	1-2	51	13,5	81,888	110
	2-3	21	6,5	54,665	110
	3-4	19	8,2	56,556	110
	4-5	53	11,2	78,955	110
	5-БС	73	10,3	83,81	110
	БС-1	33	20,6	81,691	110
4	6-1	5,8	11,2	45,308	110
	1-2	55,8	13,5	83,747	110
	2-3	25,8	6,3	57,55	110
	3-4	14,2	8,2	52,605	110
	4-5	48,2	11,2	77,109	110
	5-БС	68,2	10,3	82,401	110
	БС-6	37,8	10	70,527	110
5	2-3	30	6,5	50,277	110
	3-4	70	8,2	65,856	110
	4-5	104	11,2	78,566	110
	5-БС	124	10,3	80,447	110
	БС-6	18	10	49,281	110
	6-1	50	11,2	65,421	110
6	1-2	50	11,2	68,531	110
	2-3	20	6,5	45,431	110
	3-4	20	8,2	48,148	110
	4-5	54	11,2	66,692	110
	5-БС	74	10,3	70,707	110
	БС-6	32	10	56,905	110

Составление схем сетей с РУ

На Рисунок 3 - Рисунок 8 представлены схемы сети с разрисованными РУ для всех ранее указанных вариантов.

Рисунок 3. Схема сети энергосистеме варианта №1

Рисунок 4. Схема сети энергосистеме варианта №2



Рисунок 5. Схема сети энергосистеме варианта №3

Рисунок 6. Схема сети энергосистеме варианта №4



Рисунок 7. Схема сети энергосистеме варианта №5

Рисунок 8. Схема сети энергосистеме варианта №6

Расчет стоимостных показателей

Таблица 5. Стоимостные показатели вариантов энергорайона

№ варианта	Наименование элемента	Стоимость элемента, тыс.р.	Количество	Общая стоимость, тыс. р.	Итого, тыс. р.
1	4Н	360	2	720	9429,6
	5Н	430	2	860
	12	780	3	2340
	ЛЭП	852ц 471ц	35,9 52,3	3051,5 2458,1
2	4Н	360	2	720	9768,1
	5Н	430	1	430
	12	780	4	3120
	ЛЭП	852ц 471ц	42,4 40,3	3604 1894,1
3	4Н	360	2	720	7476,1
	5Н	430	4	1720
	12	780	1	780
	ЛЭП	852ц 471ц	11,2 70,3	952 3304,1
4	5Н	430	6	2580	5912,3
	ЛЭП	471ц	70,9	3332,3
5	4Н	360	2	720	9499
	12	780	5	3900
	ЛЭП	852ц	57,4	4879
6	4Н	360	2	720	9499
	12	780	5	3900
	ЛЭП	852ц	57,4	4879

Стоимость за километр: 1 цепь - 47000 рублей.

АС 240/32 2 цепь - 85000 рублей.

Выбираем самую дешевую кольцевую схему (вариант №4) и радиальную (вариант №6).

4. Баланс мощности в проектируемой сети

Активная мощность ПС должна быть больше установившегося значения.

,

где - коэффициент совпадения максимумов нагрузок; 0,8 - это коэффициент запаса мощности, 20% от установленной на собственные нужды; 1,05 - это коэффициент потерь; 5% от потребляемой мощности.

Максимальная потребляемая активная мощность вычисляется по формуле:

.

Подставляя численное значение в формулу (5):

МВт.

МВт.

Максимальная потребляемая реактивная мощность вычисляется по формуле:

.

Подставляя численное значение в формулу (6):

МВар.

Аналогично и для реактивной мощности.

.

МВар.

С целью снижения потерь мощности в сети произведем мероприятия по компенсации реактивной мощности.

Компенсация реактивной мощности

,

где - реактивная мощность компенсационных установок;

(МВар);

(МВар);

(МВар);

(МВар);

(МВар).

Для узла 2 выбираем 1 батарею по 6 МВар;

Для узла 3 выбираем 1 батарею по 2,2МВар;

Для узла 4 выбираем 1 батарею по 6МВар;

Для узла 5 выбираем 1 батарею по 6МВар;

Для узла 6 выбираем 4 батареи по 2,2МВар;

Нагрузка в узлах после компенсации:

МВар;

МВар;

МВар;

МВар;

МВар.

5. Выбор мощности трансформаторов на подстанциях

На подстанциях, где имеет место потребители 1-й категории рекомендуется устанавливать не менее двух трансформаторов. Установка большего числа трансформаторов как правило не экономично. По ПУЭ трансформаторы потребительских подстанций должны быть снабжены РПН. Мощность трансформаторов выбирается с учетом систематических и аварийных перегрузок.

.

,

где - реактивная мощность потребляемая с учетом компенсации.

Найдем максимальную мощность по формуле (10):

(МВА);

(МВА);

(МВА);

(МВА);

(кВА);

(МВА).

Определяем номинальную мощность трансформаторов по формуле (9):

(МВА) - выбираем номинальную мощность = 63 МВА;

(МВА) - выбираем номинальную мощность = 40 МВА;

 (МВА) - выбираем номинальную мощность = 40 МВА;

(кВА) - выбираем номинальную мощность = 40 МВА;

(МВА) - выбираем номинальную мощность = 25 МВА;

(МВА) - выбираем номинальную мощность = 40 МВА;

Выбираем трехфазные трансформаторы по справочнику. Мощность трансформаторов выведена выше. В Таблица 6 указаны паспортные данные выбранных трансформаторов/автотрансформаторов.

Таблица 6. Паспортные данные трансформаторов

Тип	Sном, МВА	Пределы регулирования	Каталожные данные	Расчётные данные
			Uномобмоток, кВ	uк,%	?Рк, кВт	?Рх, кВт	Rт, Ом	Хт, Ом	?Qх, кВАр
			ВН	НН
ТРДЦН-63000/110	63	±9х1,78%	115	6,3/6,3 10,5/10,5	10,5	260	59	0,87	22	410
ТРДН-40000/110	40	±9х1,78%	115	6,3/6,3 10,5/10,5	10,5	172	36	1,4	34,7	260
ТРДН-25000/110	25	±9х1,78%	115	6,3/6,3 10,5/10,5	10,5	120	27	2,54	55,9	175

5.1 Определение потерь мощности в трансформаторах

Активные потери в обмотках трансформатора

.

Реактивные потери в обмотках трансформатора:

,

,

,

где , - активное и реактивное сопротивления трансформатора, Ом; - потери холостого хода трансформатора, МВт и МВар; - потери в обмотках трансформатора, МВт и МВар; - приведенные значения, МВт и МВар; - активная и реактивная мощности с учетом компенсации.

Подстанция 1.

МВт;

МВар;

МВА;

МВА.

Подстанция 2.

МВт;

МВар;

МВА;

МВА.

Подстанция 3.

МВт;

МВар;

МВА;

МВА.

Подстанция 4.

МВт;

МВар;

МВА;

МВА.

Подстанция 5.

МВт;

МВар;

МВА;

МВА.

Подстанция 6.

МВт;

МВар;

МВА;

МВА.

Результаты расчетов потерь в трансформаторах сведены в Таблица 7.

Таблица 7. Потери мощности в трансформаторах

№ ПС	ДР, МВт	ДQ, МВар	Суммарные потери S, МВА
	ДРТ	ДРХХ	ДQТ	ДQХХ
1	0,217	0,059	5,495	0,41	50,276+j34.241
2	0.11	0,036	2.727	0,26	30.146+j14.787
3	0.193	0,036	4.773	0,26	40.229+j19.833
4	0.139	0,036	3.437	0,26	34.175+j16.097
5	0.087	0,027	1.922	0,175	20.114+j9.497
6	0.114	0,039	3.058	0,26	32.15+j15.218

Расчет потокораспределения мощности на участках сети

Схема 4:

Рисунок 9. Потокораспределение мощностей схемы 4



Схема 6:

Рисунок 10. Потокораспределение мощностей схемы 6

6. Выбор сечения проводов

Сечения проводов выбираются по току и экономически выгодному сечению. Экономически выгодное сечение.

,

где - экономическая плотность тока, А/мм2.

Расчетный ток:

,

где - коэффициент учитывающий число часов максимума нагрузки.

Нормальный ток.

,

Таблица 8. Усредненное значение коэффициента б2

Тmax Kуч	До 4000 ч	4000 - 6000 ч	Более 6000 ч
1,0	0,8	1,0	1,3
0,8	0,9	1,2	1,6
0,6	1,1	1,5	2,2

Таблица 9. Нормированные значения плотности тока jэк

Тmax	1000 - 3000 ч	3000 - 5000 ч	Более 5000 ч
jэк	1,0	0,9	0,8

Выбираем: ; ;

Схема 4:

Номинальный ток:

(кА);

(кА);

(кА);

(кА);

(кА);

(кА);

(кА).

Ток расчетный считается по формуле (17):

(кА);

(кА);

(кА);

(кА);

(кА);

(кА);

(кА).

Экономически выгодное сечение считается по формуле (16):

(мм2);

(мм2);

(мм2);

(мм2);

(мм2);

(мм2);

(мм2).

Произведем выбор проводов на участке сети. По допустимому длительному току по ГОСТ 839-80 выбираем для участков линий класса напряжения 110кВ марку провода АС 120/19 для всех участков, кроме участка 5-БС - для него выбираем марку провода АС 150/19.

Схема 6:

Номинальный ток:

(кА);

(кА);

(кА);

(кА);

(кА);

(кА).

Ток расчетный считается по формуле (21):

(кА);

(кА);

(кА);

(кА);

(кА);

(кА).

Экономически выгодное сечение считается по формуле (20):

(мм2);

(мм2);

(мм2);

(мм2);

(мм2);

(мм2);

Произведем выбор проводов на участке сети. По допустимому длительному току по ГОСТ 839-80 выбираем для участков линий класса напряжения 110кВ марку провода АС 120/19.

Таблица 10. Расчетные данные ВЛ

Номинальное сечение мм2	r0, Ом/км	х0, Ом/км	b0, мкСм/км	Iдоп, А
120/19	0,224	0,427	2,658	390
150/19	0,204	0,42	2,707	480

6.1 Аварийные режимы

Расчет аварийных токов в радиальной схеме:

.

Расчет аварийных токов в кольцевой схеме:

.

Схема 4:

Рисунок 11. Обрыв линии на участке БС-6 для схемы 4

Рисунок 12. Обрыв линии на участке 6-1для схемы 4

Рисунок 13. Обрыв линии на участке 1-2 для схемы 4



Рисунок 14. Обрыв линии на участке 2-3 для схемы 4

Рисунок 15. Обрыв линии на участке 3-4 для схемы 4

Рисунок 16. Обрыв линии на участке 4-5 для схемы 4

Рисунок 17. Обрыв линии на участке 5-БС для схемы 4

Рассчитаем аварийные токи в кольцевой цепи для наихудшего случая: обрыв участка 5-БС (Рисунок 17).

(кА);

(кА);

(кА);

(кА);

(кА);

(кА).

Ток расчетный считается по формуле (17):

(кА);

(кА);

(кА);

(кА);

(кА);

(кА).

Экономически выгодное сечение считается по формуле (16):

(мм2);

(мм2);

(мм2);

(мм2);

(мм2);

(мм2).

Выбранная ранее марка проводов неудовлетворяет аварийной нагрузке по допустимому току для участков БС-6, 6-1, 1-2, 2-3 - для эти участков для обеспечения работоспособности при аварийной нагрузке необходимо выбрать марку 240/32.

Схема 6:

Для радиальной сети с линиями из двух цепей аварийный ток рассчитывается по формуле (24):

(кА);

(кА);

(кА);

(кА);

(кА);

(кА).

Выбранная ранее марка проводов удовлетворяет аварийной нагрузке по допустимому току.

6.2 Расчет потерь мощности на участках линии

Потери мощности рассчитываются по формуле (20):

.

Схема 4:

Проведем расчет для кольцевой схемы №4 с учетом потерь мощности на участках линии. «Разрежем» линию с двухсторонним питанием в узле 2потокораздела (Рисунок 18).



Рисунок 18. Расчет потерь мощности на участках линии схемы 4

Нагрузка в узлах 2 и 2' равны:

МВА;

МВА.

Потери мощности в линии 2 - 3:

(МВт);

Мощность в конце участка линии 2 -3:

(МВА);

Мощность в конце участка линии 3 - 4:

(МВА);

Потери мощности в линии 3 - 4:

(МВт);

Мощность в начале участка линии 3 -4:

 (МВА);

Мощность в конце участка линии 4 - 5:

(МВА);

Потери мощности в линии 4 - 5:

(МВт);

Мощность в начале участка линии 4 - 5:

(МВА);

Мощность в конце участка линии 5 - БС:

(МВА);

Потери мощности в линии 5 - БС:

(МВт);

Мощность в начале участка линии 5 - БС:

(МВА);

Потери мощности в линии 1 - 2:

(МВт);

Мощность в начале участка линии 1 - 2:

(МВА);

Мощность в конце участка линии 6 - 1:

(МВА);

Потери мощности в линии 6 - 1:

(МВт);

Мощность в начале участка линии 6 - 1:

(МВА);

Мощность в конце участка линии БС - 6:

(МВА);

Потери мощности в линии БС - 6:

 (МВт);

Мощность в начале участка линии БС - 6:

(МВА);

Схема 6:

Проведем расчет для радиальной схемы №6 с учетом потерь мощности на участках линии. «Разрежем» линию с двухсторонним питанием в узле 6 потокораздела (Рисунок 19).

Рисунок 19. Расчет потерь мощности на участках линии схемы 6

Мощность в конце участка линии БС - 6:

МВА;

Потери мощности в линии 1 - 6:

(МВт);

Мощность в начале участка линии 1 - 6:

 (МВА);

Мощность в начале участка линии 1 - 2:

МВА;

Потери мощности в линии 1 - 2:

(МВт);

Мощность в конце участка линии 1 - 2:

(МВА);

Мощность в начале участка линии 2 - 3:

МВА;

Потери мощности в линии 2 - 3:

(МВт);

Мощность в конце участка линии 2 - 3:

(МВА);

Мощность в конце участка линии 3 - 4:

МВА;

Потери мощности в линии 3 - 4:

(МВт);

Мощность в начале участка линии 3 - 4:

(МВА);

Мощность в конце участка линии 4 - 5:

МВА;

Потери мощности в линии 4 - 5:

(МВт);

Мощность в начале участка линии 4 - 5:

(МВА);

Мощность в конце участка линии 5 - БС:

 МВА;

Потери мощности в линии 5 - БС:

(МВт);

Мощность в начале участка линии 5 - БС:

(МВА);

Результаты расчетов потерь мощности на участках линии сведены в Таблица 11.

Таблица 11. Расчеты потерь мощности на участках линии

Вариант	Участок	L, км	R, Ом	X, Ом	ДS, МВт
4	БС-6	10	1,18	4,05	0,18+j618
	6-1	11,2	1,319	4,528	0.006+j0.021
	1-2	13,5	1,589	5,452	0.504+j1.729
	2-3	6,5	0,767	2,633	0.051+j0.175
	3-4	8,2	2,001	3,502	0.045+j0.079
	4-5	11,2	2,728	4,774	0.664+j1.162
	5-БС	10,3	2,103	4,329	1.017+j2.094
6	1-2	13,5	3,285	5,749	0,404+j0.707
	2-3	6,2	1,586	2,776	0.029+j0.051
	3-4	8,2	2,001	3,502	0.048+j0.083
	4-5	11,2	2,728	4,774	0.429+j0.751
	5-БС	10,3	2,515	4,401	0.732+j1.281
	БС-6	10	2,44	4,27	0.128+j0.223

Определение потерь напряжения в узлах цепи

Схема 4:

Для определения потерь напряжения в узлах цепи необходимо указать напряжением источника питания (балансирующей станции): 115кВ. Потери напряжения необходимо искать исходя из схемы потокораспределения Рисунок 9. электрический сеть трансформатор напряжение

Определение потерь напряжения в узлах цепи для ПС №6:

Продольная составляющая потери напряжения линии БС - 6:

кВ.

Для линии БС - 6 учитываем и поперечную составляющую потери напряжения:

кВ.

Напряжение узла ПС №6:

кВ.

Потеря напряжение ПС №6:

кВ.

Определение потерь напряжения в узлах цепи для ПС №1 со стороны ПС №6:

Продольная составляющая потери напряжения линии 6 - 1:

кВ.

Для линии 6 - 1 учитываем и поперечную составляющую потери напряжения:

кВ.

Напряжение узла ПС №1:

кВ.

Определение потерь напряжения в узлах цепи для ПС №1 со стороны ПС №2:

Продольная составляющая потери напряжения линии 1 - 2:

кВ.

Для линии 1 - 2 учитываем и поперечную составляющую потери напряжения:

кВ.

Напряжение узла ПС №1:

кВ.

Принимаем:

кВ.

Потеря напряжение ПС №1:

кВ.

Определение потерь напряжения в узлах цепи для ПС №5:

Продольная составляющая потери напряжения линии 5 - БС:

кВ.

Для линии 5 - БС учитываем и поперечную составляющую потери напряжения:

кВ.

Напряжение узла ПС №5:

кВ.

Потеря напряжение ПС №5:

кВ.

Определение потерь напряжения в узлах цепи для ПС №4 со стороны ПС №5:

Продольная составляющая потери напряжения линии 4 - 5:

кВ.

Для линии 4 - 5 учитываем и поперечную составляющую потери напряжения:

кВ.

Напряжение узла ПС №6:

кВ.

Определение потерь напряжения в узлах цепи для ПС №4 со стороны ПС №3:

Продольная составляющая потери напряжения линии 3 - 4:

кВ.

Для линии 3 - 4 учитываем и поперечную составляющую потери напряжения:

кВ.

Напряжение узла ПС №6:

кВ.

Принимаем:

кВ.

Потеря напряжение ПС №6:

кВ.

Определение потерь напряжения в узлах цепи для ПС №2 со стороны ПС №1:

Продольная составляющая потери напряжения линии 1 - 2:

кВ.

Для линии 1 - 2 учитываем и поперечную составляющую потери напряжения:

кВ.

Напряжение узла ПС №2:

кВ.

Определение потерь напряжения в узлах цепи для ПС №2 со стороны ПС №3:

Продольная составляющая потери напряжения линии 1 - 2:

кВ.

Для линии 1 - 2 учитываем и поперечную составляющую потери напряжения:

кВ.

Напряжение узла ПС №2:

кВ.

Принимаем:

кВ.

Потеря напряжение ПС №2:

кВ.

Определение потерь напряжения в узлах цепи для ПС №3 со стороны ПС №2:

Продольная составляющая потери напряжения линии 1 - 2:

кВ.

Для линии 1 - 2 учитываем и поперечную составляющую потери напряжения:

кВ.

Напряжение узла ПС №3:

кВ.

Определение потерь напряжения в узлах цепи для ПС №3 со стороны ПС №4:

Продольная составляющая потери напряжения линии 3 - 4:

кВ.

Для линии 3 - 4 учитываем и поперечную составляющую потери напряжения:

кВ.

Напряжение узла ПС №3:

кВ.

Принимаем:

кВ.

Потеря напряжение ПС №3:

кВ.

Схема 6:

Для определения потерь напряжения в узлах цепи необходимо указать напряжением источника питания: 115кВ. Потери напряжения необходимо искать исходя из схемы потокораспределения Рисунок 10.

Определение потерь напряжения в узлах цепи для ПС №6:

Продольная составляющая потери напряжения линии БС - 6:

кВ.

Для линии БС - 6 учитываем и поперечную составляющую потери напряжения:

кВ.

Напряжение узла ПС №6:

кВ.

Потеря напряжение ПС №6:

кВ.

Определение потерь напряжения в узлах цепи для ПС №5:

Продольная составляющая потери напряжения линии 5 - БС:

кВ.

Для линии 5 - БС учитываем и поперечную составляющую потери напряжения:

кВ.

Напряжение узла ПС №5:

кВ.

Потеря напряжение ПС №5:

кВ.

Определение потерь напряжения в узлах цепи для ПС №4 со стороны ПС №5:

Продольная составляющая потери напряжения линии 4 - 5:

кВ.

Для линии 4 - 5 учитываем и поперечную составляющую потери напряжения:

кВ.

Напряжение узла ПС №4:

кВ.

Определение потерь напряжения в узлах цепи для ПС №4 со стороны ПС №3:

Продольная составляющая потери напряжения линии 3 - 4:

кВ.

Для линии 3 - 4 учитываем и поперечную составляющую потери напряжения:

кВ.

Напряжение узла ПС №4:

кВ.

Принимаем:

кВ.

Потеря напряжение ПС №4:

кВ.

Определение потерь напряжения в узлах цепи для ПС №3 со стороны ПС №4:

Продольная составляющая потери напряжения линии 3 - 4:

кВ.

Для линии 3 - 4 учитываем и поперечную составляющую потери напряжения:

кВ.

Напряжение узла ПС №3:

кВ.

Определение потерь напряжения в узлах цепи для ПС №3 со стороны ПС №2:

Продольная составляющая потери напряжения линии 2 - 3:

кВ.р

Для линии 2 - 3 учитываем и поперечную составляющую потери напряжения:

кВ.

Напряжение узла ПС №3:

кВ.

Принимаем:

кВ.

Потеря напряжение ПС №3:

кВ.

Определение потерь напряжения в узлах цепи для ПС №2 со стороны ПС №3:

Продольная составляющая потери напряжения линии 2 - 3:

кВ.р

Для линии 2 - 3 учитываем и поперечную составляющую потери напряжения:

кВ.

Напряжение узла ПС №2:

кВ.

Определение потерь напряжения в узлах цепи для ПС №2 со стороны ПС №1:

Продольная составляющая потери напряжения линии 1 - 2:

кВ.

Для линии 1 - 2 учитываем и поперечную составляющую потери напряжения:

кВ.

Напряжение узла ПС №2:

кВ.

Принимаем:

кВ.

Потеря напряжение ПС №2:

кВ.

Определение потерь напряжения в узлах цепи для ПС №1:

Продольная составляющая потери напряжения линии 1 - 2:

кВ.

Для линии 1 - 2 учитываем и поперечную составляющую потери напряжения:

кВ.

Напряжение узла ПС №1:

кВ.

Потеря напряжение ПС №1:

кВ.

Результаты расчетов потерь напряжения в узлах сети сведены в Таблица 12.

Таблица 12. Результаты потери напряжения в узлах цепи

Вариант	ПС №	U, кВ	dU, кВ
4	1	113,208	0,628
	2	111,901	1,308
	3	111,161	0,74
	4	111,395	0,938
	5	112,333	2,667
	6	113,836	1,164
6	1	116,269	0,74
	2	115,529	0,829
	3	114,7	1,339
	4	113,362	0,032
	5	113,393	1,607
	6	114,372	0,628

6.3 Расчет падения напряжения в трансформаторах

После нахождения напряжений в узлах цепи (Таблица 12) определим падение напряжения на трансформаторах подстанций. Напряжение на шинах низкого напряжения приведенное к стороне высшего напряжения для трансформаторов с не расщепленными обмотками типа ТДН, ТД, ТДЦ, ТМН

,

где Pн, Qн - активная и реактивная мощности нагрузки в рассматриваемом режиме; RT, XT-активное и реактивное сопротивление трансформаторов.

;

;

Схема 4:

- Для ПС №1 (ТРДЦН -63000/110):

МВт;

МВар;

кВ.

Падение напряжения на трансформаторе:

кВ.

- Для ПС №2 (ТРДН -40000/110):

МВт;

МВар;

кВ.

Падение напряжения на трансформаторе:

кВ.

- Для ПС №3 (ТДНН-40000/110):

МВт;

МВар;

кВ.

Падение напряжения на трансформаторе:

кВ.

- Для ПС №4 (ТДНН-40000/110):

МВт;

МВар;

кВ.

Падение напряжения на трансформаторе:

кВ.

- Для ПС №5 (ТРДН -25000/110):

МВт;

МВар;

кВ.

Падение напряжения на трансформаторе:

кВ.

- Для ПС №6 (ТДНН-40000/110):

МВт;

МВар;

кВ.

Падение напряжения на трансформаторе:

кВ.

Схема 6:

- Для ПС №1 (ТРДЦН -63000/110):

МВт;

МВар;

кВ.

Падение напряжения на трансформаторе:

кВ.

- Для ПС №2 (ТРДН -40000/110):

МВт;

МВар;

кВ.

Падение напряжения на трансформаторе:

кВ.

- Для ПС №3 (ТДНН-40000/110):

МВт;

МВар;

кВ.

Падение напряжения на трансформаторе:

кВ.

- Для ПС №4 (ТДНН-40000/110):

МВт;

МВар;

кВ.

Падение напряжения на трансформаторе:

кВ.

- Для ПС №5 (ТРДН -25000/110):

МВт;

МВар;

кВ.

Падение напряжения на трансформаторе:

кВ.

- Для ПС №6 (ТДНН-40000/110):

МВт;

МВар;

кВ.

Падение напряжения на трансформаторе:

кВ.

Результаты расчетов падения напряжения на трансформаторах сведены в Таблица 13.

Таблица 13. Результаты расчетов падения напряжения на трансформаторах

Вариант	ПС №	Uн, кВ	ДUт, кВ
4	1	111,424	1,784
	2	109,888	2,013
	3	108,58	2,581
	4	109,249	2,146
	5	110,272	2,061
	6	111,83	2,006
6	1	114,533	1,736
	2	113,582	1,947
	3	112,202	2,498
	4	111,255	2,107
	5	111,352	2,041
	6	112,375	1,996

6.4 Регулирование напряжения

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

,

где - ступень регулирования напряжения, %.

Схема 4:

- Для ПС №1:

, округляем .

Действительное напряжение на шинах низшего напряжения подстанций определим по формуле:

.

Подставляя численные значения:

кВ.

Рассчитаем отклонение напряжения на этих шинах от номинального напряжения (кВ, %):

.

- Для ПС №2:

, округляем .

Действительное напряжение на шинах низшего напряжения:

кВ.

Рассчитаем отклонение напряжения на этих шинах от номинального напряжения (кВ, %):

.

- Для ПС №3:

, округляем .

Действительное напряжение на шинах низшего напряжения:

кВ.

Рассчитаем отклонение напряжения на этих шинах от номинального напряжения (кВ, %):

.

- Для ПС №4:

, округляем .

Действительное напряжение на шинах низшего напряжения:

кВ.

Рассчитаем отклонение напряжения на этих шинах от номинального напряжения (кВ, %):

.

- Для ПС №5:

, округляем .

Действительное напряжение на шинах низшего напряжения:

кВ.

Рассчитаем отклонение напряжения на этих шинах от номинального напряжения (кВ, %):

.

- Для ПС №6:

, округляем .

Действительное напряжение на шинах низшего напряжения:

кВ.

Рассчитаем отклонение напряжения на этих шинах от номинального напряжения (кВ, %):

.

Схема 6:

- Для ПС №1:

, округляем .

Действительное напряжение на шинах низшего напряжения подстанций определим по формуле:

Подставляя численные значения:

кВ.

Рассчитаем отклонение напряжения на этих ши...