Министерство образования и науки Республики Казахстан
Карагандинский политехнический колледж.
РАСЧЁТ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ
110/35/10 кВ
Пояснительная записка
ПКЭК 2103002.005 - 22ПЗ
Руководитель проекта:
Ахметов С.К.
Выполнил учащийся
Группы ЭСП-06з
Туменбаев К.И.
2009
СОДЕРЖАНИЕ
ВВЕДЕНИЕ
1.ВЫБОР ВАРИАНТОВ СХЕМ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ И ТРАНСФОРМАТОРОВ
1.1.Определение электрических нагрузок
1.2.Выбор вариантов схем электроснабжения
1.3.Выбор силовых трансформаторов и автотрансформаторов
1.4.Определение потерь мощности в силовых трансформаторах и автотрансформаторах
2.ВЫБОР СЕЧЕНИЯ ПРОВОДОВ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ И ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПОТЕРЬ ЭНЕРГИИ В НИХ
2.1.Выбор сечения проводов ВЛ
2.2.Определение потерь энергии в ВЛ
3.ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ СРАВНЕНИЕ ВАРИАНТОВ
4.ЭЛЕКТРИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ СЕТИ
4.1.Порядок электрического расчета сети
4.2. Составление схемы замещения и определение параметров сети
4.3 Определение расчетных нагрузок на шинах подстанции.
4.4 Определение расчетных нагрузок на участках ЛЭП
4.5.Определение напряжения на шинах подстанции
В максимальном режиме
В минимальном режиме
Аварийный режим
4.6.Выбор способа регулирования напряжения и определение коэффициента трансформации.
В максимальном режиме
В минимальном режиме
В аварийном режиме
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
Введение
Любую развитую страну мира немыслимо представить себе без мощной электроэнергетики - одной из основных отраслей промышленности, охватывающей производство электроэнергии, её передачу, распределение и потребление.
Электроэнергетическая база Казахстана начала создаваться в 30-х годах ХХ века. По плану ГОЭЛРО должны быть созданы ряд гидроэлектростанций в районе Алматы и Восточном Казахстане.
Строились небольшие электростанции при фабриках, заводах, нефтепромыслах и рудниках. Доля Казахстана в общесоюзном производстве в 1940 г. - 1,3%, а в 1950 г. - менее 3%.
В 50-х годах строились ведомственные электростанции при крупных предприятиях. Так в 1950 г. более 80% электроэнергии вырабатывалось промышленными и районными станциями (из-за финансовых, материальных и трудовых ресурсов).
После 50-х годов проводится работа по централизации энергообеспечения республики. В 1950-60 гг. сданы: Жезказганска ТЭЦ, Усть - Каменогорская ГЭС, агрегат Бухтарминской ГЭС и расширяются мощности дейсвующих электростанций. В 1966-70 гг. закончено сооружение Шардаринской ГЭС, начато строительство Капчагайской ГЭС и Жамбыльской ГРЭС. Построен линии электропередач Алматы - Бишкек - Жамбыл.
В 1971-75 гг. Энергетическая база республики пополнилась Аксуйской ГРЭС и Капчагайской ГЭС. В 1973 г. вступила в строй атомная электростанция в г. Актау мощностью 150 тыс.кВт электроэнергии.
За период 1976-80гг. были введены два энергоблока Экибастузской ГРЭС. Началось строительство Шульбинской ГЭС мощностью 1350 тыс. кВт. В 1981-85 гг. освоена проектная мощность Экибастузской ГРЭС- 1 и ввод в действие энергоблоков на ГРЭС- 2, Шульбинской ГЭС. Ввод последних позволял оросить более 400 тыс. га земель Павлодарской и Восточно-Казахстанской областей, сенокосы и пастбища в пойме р.Иртыш. Намечалось строительство энергоблока сверхвысокого напряжения Экибастуз -Урал - Центр.
Чтобы энергетические системы и сети надежно и экономично работали надо понимать сложные процессы в линиях сверхвысоких, высоких и др. напряжений. Надо уметь правильно эти сети проектировать: выбирать наиболее экономичные и надежные схемы и конфигурации, рациональные напряжения, оптимальные сечения проводов, число и мощность трансформаторов, мощность и место расположения компенсирующих устройств и так далее. Надо знать методы расчетов нормальных и аварийных режимов работы: мощность (или токи) на отдельных участках сети, мощность и напряжения в узлах системы для различных систем; потери мощности, которые иногда достигают 10-15% от всей передаваемой мощности в системе и обходятся государству в миллионы тенге.
1.ВЫБОР ВАРИАНТОВ СХЕМ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ И ТРАНСФОРМАТОРОВ
1.1.Определение электрических нагрузок
В задании на курсовое проектирование даны значения активных нагрузок и коэффициентов мощности для каждого потребителя в максимальном и минимальном режиме при соответствующих напряжениях.
По этим данным следует определить реактивные и полные нагрузки по подстанциям
Расчеты выполняются по следующим соотношениям:
(1.1.)
(1.2.)
Таблица1. Параметры потребителей электрической сети
|
№ |
Максимальный режим |
Минимальный режим |
|||||||||||||||||
|
U1 110 кВ |
U2 35 кВ |
U3 10 кВ |
U1 110 кВ |
U2 35кВ |
U3 10 кВ |
||||||||||||||
|
P |
Q |
S |
P |
Q |
S |
P |
Q |
S |
P |
Q |
S |
P |
Q |
S |
P |
Q |
S |
||
|
МВт |
МВар |
МВ•А |
МВт |
МВар |
МВ•А |
МВт |
МВар |
МВ•А |
МВт |
МВар |
МВ•А |
МВт |
МВар |
МВ•А |
МВт |
МВар |
МВ•А |
||
|
1 |
32 |
15,4 |
35,5 |
- |
- |
- |
20 |
9,6 |
22,2 |
30 |
16,1 |
34 |
- |
- |
- |
10 |
5,3 |
11,3 |
|
|
2 |
- |
- |
- |
25 |
12 |
27,7 |
16 |
7,6 |
17,7 |
- |
- |
- |
15 |
8 |
17 |
6 |
3,2 |
6,8 |
|
|
3 |
26 |
12,5 |
28,8 |
18 |
8,7 |
20 |
12 |
5,7 |
13,3 |
16 |
8,63 |
18,8 |
8 |
4,31 |
9 |
7 |
3,7 |
7,95 |
|
|
4 |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
17 |
8,02 |
18,8 |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
8 |
4,3 |
9 |
|
1.2.Выбор вариантов схем электроснабжения
При проектировании предварительно намечаются несколько вариантов (5- 6) схем электрической сети.
Затем, в результате рассуждений, простейших прикидок и сравнений (по общей длине линий, по типу трансформаторов, по моменту нагрузок) выбирают две схемы для дальнейшего расчета.
Можно выбрать несколько вариантов схем электрической сети из радиальных, кольцевых и смешанных схем.
Рисунок №1 Варианты схем электрической сети.
L1=1,5 cм =22,5км; L2=2,7см =40,5км; L3=3,2см =48км; L4=3,3см =49,5
L5=1,4см = 21км; L6=1,9см = 28,5км; L7=1,5см = 22,5км
По полученным суммарным данным выбираются 2 и 4 вариант.
1.3.Выбор силовых трансформаторов и автотрансформаторов
Согласно заданию на каждой подстанции имеются потребители I, II категории, нужно установить два взаимно регулируемых трансформаторов. И рассчитывать по формуле:
(1.3)
Рисунок №2 Схемы электрической сети
I-Вариант
Выбираем ТДН 16000/110
Выбираем ТДТН 40000/110
Выбираем ТДТН 25000/110
Выбираем ТД 16000/35
II-Вариант
Выбираем ТДН 16000/110
Выбираем ТДТН 40000/110
Выбираем ТДТН 25000/110
Выбираем ТДН 16000/110
Номинальные мощности трансформаторов, автотрансформаторов и их технические характеристики принимаются по техническим справочникам и сводятся в таблицу
Таблица 2. Технические данные силовых трансформаторов, автотрансформаторов
|
№ |
Тип |
Ном. мощ.щ МВА |
Ном. напр. кВ |
Потери мощн. кВт |
Напр. К.З.% |
Ток х.х. % |
||||||||
|
ХХ |
К.З. |
|||||||||||||
|
ВН |
СН |
НН |
ВН - СН |
ВН- НН |
СН- НН |
ВН-СН |
ВН- НН |
СН - НН |
||||||
|
1 |
ТДН 16000/110 |
16 |
115 |
- |
11 |
18 |
- |
85 |
- |
- |
10,5 |
- |
0,7 |
|
|
2 |
ТДТН 40000/110 |
40 |
115 |
38,5 |
11 |
39 |
- |
200 |
- |
10,5 |
17,5 |
6,5 |
0,6 |
|
|
3 |
ТДТН 25000/110 |
25 |
115 |
38,5 |
11 |
28,5 |
- |
140 |
- |
10,5 |
17,5 |
6,5 |
0,7 |
|
|
4 |
ТД 16000/35 |
16 |
38,5 |
- |
10,5 |
21 |
- |
90 |
- |
- |
8 |
- |
0,6 |
|
1.4.Определение потерь мощности в силовых трансформаторах и автотрансформаторах
Потери мощности в двухобмоточных трансформаторах определяются по формуле (1.4)
Где -потери активной мощности в трансформаторе,
-потери реактивной мощности в трансформаторе.
Потери активной и реактивной мощностей в n параллельно работающих трансформаторах определяются по формулам:
(1.5)
Где n - число параллельно работающих трансформаторов;
- потери холостого хода, из таблицы 2
- потери короткого замыкания, из таблицы 2
- нагрузка трансформаторов в максимальном режиме
- номинальная мощность трансформатора, из таблицы 2
(1.6)
Где - ток холостого хода, из таблицы 2
- напряжение короткого замыкания, % из таблицы 2
Потери мощности в 3-обмоточных трансформаторах и автотрансформаторах.
Полные потери определяются по формуле (1.4).
Потери активной мощности определяется по формуле (1.7):
Где ,,- потери активной мощности соответственно в обмотках высшего, среднего и низшего напряжений. Для 3-обмоточных трансформаторов 110/35/10 кВ расчет потерь к.з. ведется по формуле:
===0,5 (1.8)
Потери реактивной мощности определяется по формуле (1.9):
Где ,,- напряжение коротких замыканий соответственно обмоток высшего, среднего и низшего напряжений, определяются из соотношений:
(1.10)
(1.11)
(1.12)
Определение потерь активной энергии в трансформаторах:
В 2-обмоточных трансформаторах
(1.13)
В 3-обмоточных трансформаторах по формуле (1.14)
Данные расчетов сводятся в таблицу №3
I-Вариант
1-подстанция для трансформатора ТДН 16000/110
3-подстанция для трансформатора ТДТН 25000/110
===0,5*140=70
Результаты расчетов остальных подстанции приведены в таблице №3
II -Вариант
4-подстанция Для трансформатора ТДН 16000/110
2-подстанция для трансформатора ТДТН 40000/110
===0,5*200=100
Результаты расчетов остальных подстанции приведены в таблице №3
Таблица №3. Потери мощности и энергии в трансформаторах
|
Вариант |
№ п/ст |
Тип |
МВт |
МВар |
МВА |
МВт•ч |
|
|
1 |
1 |
ТДН 16000/110 |
0,36 |
1,8 |
18,35 |
601695,8 |
|
|
2 |
ТДТН 40000/110 |
0,28 |
6,28 |
6,28 |
1411834 |
||
|
3 |
ТДТН 25000/110 |
0,151 |
2,96 |
2,96 |
858021 |
||
|
4 |
ТД 16000/35 |
0,29 |
1,07 |
1,409 |
3915976 |
||
|
2 |
1 |
ТДН 16000/110 |
0,36 |
1,8 |
1,83 |
601695,8 |
|
|
2 |
ТДТН 40000/110 |
0,76 |
3,5 |
3,5 |
1026875 |
||
|
3 |
ТДТН 25000/110 |
0,151 |
2,96 |
2,96 |
858021 |
||
|
4 |
ТДН 16000/110 |
0,27 |
1,38 |
1,4 |
538306 |
||
2.ВЫБОР СЕЧЕНИЯ ПРОВОДОВ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ И ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПОТЕРЬ ЭНЕРГИИ В НИХ
2.1.Выбор сечения проводов ВЛ
Сечения проводов в районных электрических сетях выбираются методом экономической плотности тока:
(2.1)
Для одноцепных линий: - определяется по формуле:
(2.2)
Для двухцепной линий:
(2.3)
Где n - число параллельно работающих линий.
j - суммарная нагрузка на линии с учетом потерь в трансформаторах в максимальном режиме, МВА
Выбранное сечение проверяют на нагрев в случае аварийного обрыва проводов. Условие проверки:
Для разомкнутой сети аварийным принимается режим обрыва одной цепи.
(2.4)
где - максимальный ток при аварийном режиме, А;
- допустимый ток провода, А.
Для кольцевой сети рассматривают два случая аварии; обрыв ВЛ на головных участках поочередно и соответственно определяют:
(2.5)
где - нагрузка головного участка сети при обрыве ВЛ.
Выбранные сечения ВЛ должны обладать устойчивостью к возникновению коронного разряда. Поэтому, согласно ПУЭ, минимально допустимые сечения на U=110kB - AC-70, U=220kB - AC-240;
Для выбранных сечений ВЛ заполняется таблица №4
I - Вариант
Так как получается нереальные провода в дальнейшем будем решать по варианту № 6.
Выбираем АС 185/24
Выбираем АС 150/19
Рисунок №3
Выбираем АС 185/24
Выбираем АС 95/16
Выбираем АС 240/39
II - Вариант
Рисунок №4
Выбираем 2?АС 185/24
Выбираем АС 95/16
Выбираем АС 240/32
Рисунок №5
Выбираем АС 185/24
Выбираем АС 95/16
Выбираем АС 240/39
Выбранные сечения проверяются на нагрев.
I - Вариант
Рисунок №6
Выбираем АС 185/24
Выбираем вместо АС 95/16 провода АС 120/19
II - Вариант
Рисунок №7
Выбираем вместо АС 70/11 провода АС 95/16
Таблица 4 Параметр воздушных линий
|
№ варианта |
Участок ВЛ |
Длина км |
U,кВ |
Марка провода |
ro Ом/км |
R, Ом |
|
|
I |
0-1 |
22,5 |
110 |
АС 185/24 |
0,154 |
1,73 |
|
|
0-2 |
40,5 |
110 |
АС 150/19 |
0,195 |
3,94 |
||
|
0-4 |
49,5 |
110 |
АС 185/24 |
0,154 |
7,63 |
||
|
4-3 |
22,5 |
110 |
АС 120/19 |
0,245 |
5,51 |
||
|
3-0 |
48 |
110 |
АС 240/39 |
0,122 |
5,85 |
||
|
II |
0-1 |
22,5 |
110 |
АС 185/24 |
0,164 |
3,69 |
|
|
1-2 |
21 |
110 |
АС 95/16 |
0,245 |
5,14 |
||
|
2-0 |
40,5 |
110 |
АС 240/32 |
0,118 |
4,77 |
||
|
0-4 |
49,5 |
110 |
АС 185/24 |
0,154 |
7,63 |
||
|
4-3 |
22,5 |
110 |
АС 120/19 |
0,245 |
5,51 |
||
|
3-0 |
48 |
110 |
АС 240/39 |
0,122 |
5,85 |
||
2.2.Определение потерь энергии в ВЛ
Потери активной энергии в ВЛ определяется по формуле:
(2.6)
где - потери активной мощности в ВЛ;
(2.7)
где R - активное сопротивление линии, см. таблица 4;
- время максимальных потерь, часов. Определяется по типовому графику в зависимости от Tmax b cosц.
I - Вариант
II - Вариант
3.ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ СРАВНЕНИЕ ВАРИАНТОВ
Для определения наиболее выгодного варианта электрической сети применили метод приведенных затрат. Приведенные затраты З определяются из соотношения:
(3.1)
где рн - нормативный коэффициент эффективности, равный 0,12
К - капиталовложения определяются по укрупненным показателям стоимости электрооборудования и сооружения воздушных линий.
Суммарные капиталовложения по электрической сети определяются:
(3.2)
где - капиталовложения на сооружение подстанций, тыс. тг.
- капиталовложения на сооружение воздушных линий, тыс. тг.
Годовые эксплуатационные расходы определяются по формуле:
(3.3)
где - ежегодные отчисления на амортизацию электрооборудования, тыс.тг.
Состоят из амортизационных отчислений подстанций и линий электропередач:
(3.4)
(3.5)
(3.6)
где и - нормы ежегодных отчислений на амортизацию, %.
- ежегодные отчисления на ремонт и обслуживание, тыс.тг.
Определяются по формуле (3.7):
где и - нормы ежегодных отчислений на ремонт и обслуживание ЛЭП, %.
- стоимость годовых потерь электроэнергии, тыс.тг. Определяются по формуле
(3.8)
где - стоимость 1-го кВт•ч, потерь электроэнергии, тг/кВт•ч
, - годовые потери в линиях электропередач кВт•ч.
Более экономичным считается вариант с наименьшими приведенными затратами. При разнице приведенных затрат в пределах 5%, варианты считаются экономически равноценными, поэтому следует выбрать вариант более надежный, удобный для эксплуатации в различных режимах работы, перспективный для дальнейшего развития и т.д.
Технико-экономический расчет сводится в таблицы №5, 6, 7.
Таблица 5 Капитальные затраты на сооружение подстанций
|
Тип оборудования |
Стоимость тыс.тг. |
Варианты |
||||
|
I-вариант |
II-вариант |
|||||
|
Колич. шт. |
Общая стоимоть тыс.тг. |
Колич. шт. |
Общая стоимоть тыс.тг. |
|||
|
ТДН 16000/110 |
7200 |
4 |
28800 |
4 |
28800 |
|
|
ТДТН 40000/110 |
14160 |
2 |
28320 |
2 |
28320 |
|
|
ТДТН 25000/110 |
10845 |
2 |
21690 |
2 |
21690 |
|
|
ОРУ 110 кВ более менее |
3450 4500 |
16 6 |
55200 27000 |
16 6 |
55200 27000 |
|
|
ОРУ 35 кВ более менее |
1050 900 |
15 |
15750 |
15 |
15750 |
|
|
КРУ 10 кВ |
285 |
12 |
3420 |
12 |
3420 |
|
|
Постоянная часть затрат |
43500 31500 37500 48000 |
1 1 1 1 |
43500 31500 37500 48000 |
1 1 1 1 |
43500 31500 37500 48000 |
|
|
Итого |
340680 |
340680 |
||||
Таблица 6 Капитальные затраты на сооружение линий электропередач
|
№ |
Участок цепи |
Напр. кВ |
Кол. цепей |
Марка |
Тип опор |
Длина км. |
Район по гол. |
Стоим. 1км. тыс.тг |
Общ. стоим. тыс.тг. |
|
|
I |
0-1 |
110 |
2 |
АС-185/24 |
стальные |
22,5 |
I |
4170 |
93825 |
|
|
0-2 |
110 |
2 |
АС-150/19 |
40,5 |
3855 |
156127 |
||||
|
0-4 |
110 |
1 |
АС-185/24 |
49,5 |
2610 |
129195 |
||||
|
4-3 |
110 |
1 |
АС-120/19 |
22,5 |
2340 |
52650 |
||||
|
3-0 |
110 |
1 |
АС-240/39 |
48 |
2805 |
134640 |
||||
|
II |
0-1 |
110 |
1 |
АС-185/24 |
стальные |
22,5 |
I |
2610 |
58725 |
|
|
1-2 |
110 |
1 |
АС-96/16 |
21 |
2220 |
46620 |
||||
|
2-0 |
110 |
1 |
АС-240/32 |
40,5 |
2805 |
113602 |
||||
|
0-4 |
110 |
1 |
АС-185/24 |
49,5 |
2610 |
129195 |
||||
|
4-3 |
110 |
1 |
АС-120/19 |
22,5 |
2340 |
52650 |
||||
|
3-0 |
110 |
1 |
АС-240/39 |
48 |
2805 |
134640 |
||||
|
I |
Итого 566245 |
|||||||||
|
II |
Итого 535425 |
|||||||||
Таблица 7 Технико-экономические показатели вариантов электрической сети
|
№ |
Капитальные затраты |
Отчисл. на амортизац. тыс.тг. |
Отчисл. на ремонт и обсл. тыс.тг |
Стоимость потерь эл.эн тыс.тг |
Годовые экспл. Издержки тыс.тг |
Расчетные затраты тыс.тг |
|
|
I |
906925 |
33349,3 |
12485,3 |
20204,6 |
66039,2 |
174870,2 |
|
|
II |
876105 |
32609,64 |
12362,1 |
17826,75 |
62798,4 |
167931 |
|
I - вариант
II - вариант
Выбираем вариант путем их сравнения. Второй вариант экономичнее первого варианта на 4% и надежнее, поэтому дальнейший расчет производится по второму варианту.
4.ЭЛЕКТРИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ СЕТИ
Цель электрического расчета - определение активных, реактивных мощностей, напряжений на всех участках сети с учетом потерь и выбор РПН на всех подстанциях в нормальном и в аварийном режиме.
Нормальным режимом называют, когда в работе находятся все элементы сети-линии и трансформатора.
Расчет нормального режима производится при максимальных и минимальных нагрузках согласно заданию на курсовое проектирование.
За аварийный принимается режим работы электрической сети с максимальной нагрузкой при наиболее тяжелом виде аварии. Как правило, при отключении наиболее нагруженной воздушной линии.
4.1.Порядок электрического расчета сети
Для расчета электрической сети составляют схему замещения электрической сети с учетом трансформаторов и воздушных линий.
Определяют мощности и напряжения в каждой точке сети в максимальном, минимальном и аварийном режимах. Данные расчета необходимо показать на схеме замыкания.
4.2. Составление схемы замещения и определение параметров сети
- активное сопротивление трансформатора, определяется по формуле:
(4.1)
- номинальное напряжение трансформатора со стороны питания, кВт.
- номинальная полная мощность трансформатора, Ом.
Определяется из соответствия:
(4.2)
Для трехобмоточных трансформаторов определяются сопротивления для каждой обмотки по анологичным формулам.
4.3 Определение расчетных нагрузок на шинах подстанции.
Нагрузка на шинах низшего напряжения ,
высшего напряжения .
Мощность, поступающая в обмотку трансформатора:
(4.3)
где и потери мощности в обмотках трансформатора
(4.4)
(4.5)
Мощность поступающая в трансформатор
где - потери активной мощности в стали трансформатора,
(4.6)
- потери реактивной мощности в стали трансформатора.
Мощность приведенная к линиям ВН п/ст.
(4.7)
В случае отсутствия потребителя на шинах высшего напряжения
(4.8)
Расчетная мощность подстанции
(4.9)
где , - зарядная мощность лини, проходящая к подстанции.
(4.10)
В связи с установкой на п/ст трехобмоточного трансформатора определяются потери мощностей в трех обмотках трансформаторов:
Мощность поступающая в обмотку НН трансформатора:
(4.11)
Мощность поступающая в обмотку СН трансформатора:
(4.12)
Мощность поступающая в обмотку ВН трансформатора:
(4.13)
4.4 Определение расчетных нагрузок на участках ЛЭП
- расчетная нагрузка подстанции мощность конца звена
Мощность начала звена ЛЭП
(4.14)
где - потери мощности в ЛЭП
(4.15)
(4.16)
Весь расчет потерь мощности сводим в таблицу №8 и в таблицу №9
Таблица №8
Баланс мощностей при максимальной, минимальной и аварийной нагрузке.
|
Мощности и потери мощностей, МВ*А |
Кольцо 1 - 2 |
Кольцо 3 - 4 |
||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
|
I подстанция |
II подстанция |
III подстанция |
IV подстанция |
|||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
|
Мощность потребителей с шин 10 кВ |
Макс. |
20 + j9,6 |
16 + j7,6 |
12 + j5,7 |
17 + 8,02 |
|||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
|
Мин. |
10 + j5,3 |
6 + j3,2 |
7 + j3,7 |
8 + j4,3 |
||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
|
Авар. |
20 + j9,6 |
16 + j7,6 |
12 + j5,7 |
17 + 8,02 |
||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
|
Потери мощности в обмотке 10кВ |
Макс. |
0,009+j0,26 |
0,009+j0,23 |
|
||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
|
Мин. |
0,0014+j0,038 |
0,003+j0,085 |
|
|||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
|
Авар. |
0,009+j0,26 |
0,009+j0,23 |
|
|||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
|
Потери мощн. в обмотках трансформатора |
Макс. |
0,081+j1,61 |
|
0,058+j1,15 |
||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
|
Мин. |
0,02+j0,41 |
|
0,0136+j0,27 |
|||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
|
Авар. |
0,081+j1,61 |
|
0,058+j115, |
|||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
|
Мощность начала звена обмотки 10 кВ |
Макс. |
16,009+j7,86 |
12,009+j6 |
|||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
|
Мин. |
6,0014+j3,2 |
7+j3,85 |
||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
|
Авар. |
16,009+j7,86 |
12,009+j6 |
||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
|
Мощность потребителей с шин 35 кВ |
Макс. |
25 + j12 |
18 + j8,7 |
|
||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
|
Мин. |
15 + j8 |
8 + j4,31 |
||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
|
Авар. |
25 + j12 |
18 + j8,7 |
||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
|
Потери мощности в обмотке 35кВ |
Макс. |
0,023+j0 |
0,02+j0 |
|
||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
|
Мин. |
0,009+j0 |
0,0046+j0 |
|
|||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
|
Авар. |
0,023+j0 |
0,002+j0 |
|
|||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
|
Мощность начала звена обмотки 35 кВ |
Макс. |
25,023+j12,09
Таблицы №9 Баланс мощностей при максимальной, минимальной и аварийной нагрузке на линиях подстанции
4.3.Определение напряжения на шинах подстанции Напряжение на шинах ВН п/ст определяется по формуле: (4.1) где R и X - сопротивления участка ВЛ. Для электрических сетей напряжением 110 кВ поперечная составляющая падения напряжения принимает незначительное значение, поэтому данной величиной можно пренебречь. Определения напряжения на шинах НН и СН подстанции производится по аналогичным формулам, но учитываются потери напряжения в сопротивлениях трансформаторов. В итоге получаем расчетные напряжения на шинах высокого напряжения подстанций, максимальном, минимальном и аварийном режимах. В максимальном режиме
Кольцо 3 - 4 Кольцо 1 - 2 В минимальном режиме
Кольцо 3 - 4 Кольцо 1 - 2 Аварийный режим
4.4.Выбор способа регулирования напряжения и определение коэффициента трансформации. Согласно нормам технологического проектирования на подстанциях устанавливают трансформаторы со встроенными системами регулирования напряжения РПН (регулирование под нагрузкой). Для трехобмоточных трансформаторов в первую очередь выбирается положение РПН исходя и расчетного желаемого напряжения на шинах низшего напряжения подстанции. Затем выбирается одно общее для всех режимов ответвление обмотки высшего напряжения. Трансформаторам с РПН выбор ответвления производится в следующем порядке: Определяется расчетное напряжение на шинах НН и СН (4.2) где - расчетное напряжение на шинах НН и СН приведенное к стороне ВН трансформатора; - коэффициент трансформации; Принимаем число витков обмотки ВН при работе ее на основное ответвление за 100%. Тогда необходимое относительное снижение числа витков обмотки ВН для получения желательного напряжения на шинах определяется: (4.3) Из справочника определяется диапазон регулирования данного трансформатора где n - число ответвлений; - относительное число витков одной ступени регулирования, %. Выбирается рабочее ответвление обмотки ВН (4.4) полученное число округляется до ближайшего целого. Определяется фактическое напряжение на шинах НН, кВ (4.5) В максимальном режиме Диапазон регулирования В минимальном режиме
Диапазон регулирования В аварийном режиме
Список использованной литературы
1. М: Рожкова Л.Д., Козулин В.С. Электрооборудование станций и подстанций: Учебник для техникумов. -3-е издание, перераб. И доп.-М: Энергоатомиздат, 1987-648 с. ил. 2. Л2: В.А Боровиков, В.К. Косарев, Г.А. Ходот Электрические сети и система. Учебник пособие для техникумов. М., «Энергия». 1968 3. Л.З. Пособие к курсовому и дипломному проектированию для электроэнергетических специальностей вузов: Учебник пособие для студентов электроэнергетических спец. вузов, 2-е издание, перераб. и доп. /В.М. Блок, Г.К. Обушев, Л.Б. Паперко и др.: Под редакцией В.М. Блок - М.: Высшая школа, 1990-383с. |
| ! | Как писать курсовую работу Практические советы по написанию семестровых и курсовых работ. |
| ! | Схема написания курсовой Из каких частей состоит курсовик. С чего начать и как правильно закончить работу. |
| ! | Формулировка проблемы Описываем цель курсовой, что анализируем, разрабатываем, какого результата хотим добиться. |
| ! | План курсовой работы Нумерованным списком описывается порядок и структура будующей работы. |
| ! | Введение курсовой работы Что пишется в введении, какой объем вводной части? |
| ! | Задачи курсовой работы Правильно начинать любую работу с постановки задач, описания того что необходимо сделать. |
| ! | Источники информации Какими источниками следует пользоваться. Почему не стоит доверять бесплатно скачанным работа. |
| ! | Заключение курсовой работы Подведение итогов проведенных мероприятий, достигнута ли цель, решена ли проблема. |
| ! | Оригинальность текстов Каким образом можно повысить оригинальность текстов чтобы пройти проверку антиплагиатом. |
| ! | Оформление курсовика Требования и методические рекомендации по оформлению работы по ГОСТ. |
| → | Разновидности курсовых Какие курсовые бывают в чем их особенности и принципиальные отличия. |
| → | Отличие курсового проекта от работы Чем принципиально отличается по структуре и подходу разработка курсового проекта. |
| → | Типичные недостатки На что чаще всего обращают внимание преподаватели и какие ошибки допускают студенты. |
| → | Защита курсовой работы Как подготовиться к защите курсовой работы и как ее провести. |
| → | Доклад на защиту Как подготовить доклад чтобы он был не скучным, интересным и информативным для преподавателя. |
| → | Оценка курсовой работы Каким образом преподаватели оценивают качества подготовленного курсовика. |
| Курсовая работа | Деятельность Движения Харе Кришна в свете трансформационных процессов современности |
| Курсовая работа | Маркетинговая деятельность предприятия (на примере ООО СФ "Контакт Плюс") |
| Курсовая работа | Политический маркетинг |
| Курсовая работа | Создание и внедрение мембранного аппарата |
| Курсовая работа | Социальные услуги |
| Курсовая работа | Педагогические условия нравственного воспитания младших школьников |
| Курсовая работа | Деятельность социального педагога по решению проблемы злоупотребления алкоголем среди школьников |
| Курсовая работа | Карибский кризис |
| Курсовая работа | Сахарный диабет |
| Курсовая работа | Разработка оптимизированных систем аспирации процессов переработки и дробления руд в цехе среднего и мелкого дробления Стойленского ГОКа |