Общая задача, курсового проекта по дисциплине «Электрические сети и системы» , заключается в выборе наиболее рациональных технических решений и в выборе наилучших параметров этих решений. При этом необходимо решить следующее задачи: • выбор конфигурации электрической сети и ее конструктивного исполнения (воздушная, кабельная); • выбор числа цепей каждой из линий и числа трансформаторов подстанций; • выбор номинального напряжения линий; -выбор материала и площади сечений проводов линий; - выбор схем подстанций; • обоснование технических средств обеспечения требуемой надежности электроснабжения потребителей; • выбор технических средств обеспечения требуемого качества напряжения; • обоснование средств повышения экономичности функционирования электрической сети; • выбор средств повышения пропускной способности сети. В курсовом проекте разрабатывается сеть 35 -150 к. В, предназначенная для электроснабжения промышленного района, содержащего пять предприятий, относящихся к какой либо отрасли с общей мощностью порядка 70 -100 МВА.
1 Предварительный расчет электрической сети. 1. 1 Краткая характеристика электроснабжаемого района и его потребителей. При проектировании электрических сетей и выборе отдельных элементов должны учитываться климатические условия - ветровое давление, толщина стенки гололеда, интервалы возможных температур воздуха, степень агрессивности окружающей среды, интенсивность грозовой деятельности, пляска проводов и их вибрация. Определение расчетных условий по ветру, гололеду, грозовой деятельности, пляске проводов должно производиться на основании соответствующих карт климатического районирования приводимых в /2/. Таблица – Протяженность трасс сети Пункт сети Расстояния по воздушной прямой (lв) и протяженности трасс (l) между пунктами сети РЭС Пункт 1 Пункт 2 Пункт 3 Пункт 4 Пункт 5 Расстояния по воздушной прямой (lв) между пунктами сети заносятся в правую верхнюю часть таблицы, а протяженности трасс (l) между пунктами сети в левую нижнюю часть таблицы/ Категории потребителей представлены в таблице * в виде трех чисел, разделенных знаком /. Числа по порядку слева направо соответствуют в процентах удельному весу потребителей 1 -ой, 2 -ой и 3 -ей категории по степени надежности электроснабжения. Категории потребителей № подстанции 1 2 3 4 5 Категория 20/30/50 30/30/40 20/20/60 0/0/100 потребителей
1 Предварительный расчет электрической сети. 1. 1 Краткая характеристика электроснабжаемого района и его потребителей. Сеть для снабжения пяти потребителей района, расположение которых относительно источника питания – районной электростанции (РЭС), задано на рисунке 5 1 РЭС 4 2 3
1 Предварительный расчет электрической сети. 1. 2 Построение годового графика нагрузок по продолжительности. Характерный суточный график нагрузки (полная мощность S* в относительных единицах) черной металлургии. 0 , 9 0 , 7 0 , 5 0 , 3 0 , 1 S о. е. 1 2 3 3 4 5 6 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 ч Построим годовой график нагрузки по продолжительности и найдем число часов использования максимума нагрузки. Условно принимаем число «зимних» суток равным 213 и число «летних» суток – 152 Ранжируем (нумеруем) ступени графиков зимнего и летнего, начиная с максимального значения (рис)
1 Предварительный расчет электрической сети. Суммарная продолжительность i- ой ступени годового графика - Ti=Tiз+Tiл; где Tiз - суммарная годовая продолжительность i- ой ступени по зимнему графику; Tiл - суммарная годовая продолжительность i- ой ступени по летнему графику. Tiл=tiл*152, (1) Tiз=tiз*213, (2) где tiл - суммарная продолжительность i-ой ступени по суточному летнему графику; tiз - суммарная продолжительность i-ой ступени по суточному зимнему графику; Расчет сводим в таблицу 1 Табл. 1 Построение годового графика нагрузки по продолжительности № ступени Pi, о. е. 1 1 2 0, 8 3 0, 7 4 0, 5 5 0, 4 6 0, 3 Итого: tiз, ч 6 2 8 2 6 24 tiл, ч 16 8 24 Tiз, ч 1278 426 1704 426 1278 0 5112 Tiл, ч 0 0 2432 0 0 1216 3648 Ti=Tiз+Tiл 1278 426 4136 426 1278 1216 8760 Pi(о. е. )*Ti ч 1278 340, 8 2895, 2 213 511, 2 364, 8 5238, 2
1 Предварительный расчет электрической сети. Определяем продолжительность (в часах) использования максимальной нагрузки - Т М. Тм – это время, за которое потребитель, работая с максимальной нагрузкой, потребляет такое же количество электроэнергии, как и при работе по действительному графику в течение года. Число часов использования максимума нагрузки определяется по выражению Так как в нашем случае графики представлены в относительных единицах, Р М=1, то Находим число часов использования максимума нагрузки: ТМ = 5238, 2 ч По значению Тм определяем по ПУЭ jэ (А/мм 2) - экономическую плотность тока для выбранных проводов заданной марки.
1 Предварительный расчет электрической сети. 1. 3 Баланс активной и реактивной мощности Исходными данными для расчета потокораспределения при курсовом проектировании являются активные нагрузки пунктов потребления Pi и их коэффициенты мощности (cos φi ) № подстанции Рм, Мвт сos 1 20 0, 75 2 25 0, 75 3 15 0, 76 4 11 0, 77 5 8 0, 78 По заданным значениям активных нагрузок Pi и коэффициентам мощности потребителей cos φi определяются tg φi, , заданные реактивные нагрузки - Qзi и полные нагрузки Sзi: Qзi=tg φi Pi; Sзi= Для первой нагрузки по сos 1 =0, 75 определяем: Значение tg определяем по выражению Qз 1=tg φ1 P 1 Qз 1=0, 88 20=17, 6 Мвар; tg 1 = 0, 88, Sз 1= =26, 7 МВА
1 Предварительный расчет электрической сети. 1. 3 Баланс активной и реактивной мощности Расчет для остальных нагрузок сводят в таблицу № n/c 1 2 3 4 5 Итого Pi , MBт 20 25 15 11 8 79 Cos φi tg φi 0, 75 0, 76 0, 77 0, 78 0, 88 0, 86 0, 83 0, 80 Qзi, Mвар Sзi, MBA 17, 6 22, 1 12, 8 9, 1 6, 4 68, 0 26, 7 33, 3 19, 7 14, 3 104, 3 1. 3. 1 Баланс активной мощности При проектировании районных электрических сетей предполагается, что установленная мощность генераторов системы достаточна для покрытия потребности в активной мощности Рг= Рнагр+Рсн+Рр+ Рсети, где: Рг – мощность, вырабатываемая генераторами энергосистемы (МВт); Рнагр – суммарная мощность нагрузки потребителей (МВт); Рсн – расход мощности на собственные нужды станции (МВт). В зависимости от типа станции РСН составляет от 2, 5% до 6% от Рнагр; Рр – резерв мощности на станции (МВт), который может быть принят равным 10% от Рнагр. Потери активной мощности Рсети= Ртр+ Рлэп; где Ртр – потери активной мощности в трансформаторах (МВт); Рлэп – потери мощности в ЛЭП (МВт); Приближенно потери активной мощности в элементах сети составляют (5 -7, 5)% от мощности нагрузок, т. е. Рсети=(0, 05 -0, 075) Рнагр;
1 Предварительный расчет электрической сети. 1. 3 Баланс активной и реактивной мощности 1. 3. 2 Баланс реактивной мощности Целью составления баланса по реактивной мощности является определение суммарной мощности компенсирующих устройств с учетом располагаемой мощности генераторов станций. Баланс реактивной мощности в проектируемой сети определяется выражением Qг= Qнагр+Qсн+Qр+ Qсети-Qку , где Qнагр – заданная суммарная реактивная мощность нагрузок; Qсн – расход реактивной мощности на собственные нужды станций, который можно принять равным. (2, 5 6)% от полной суммарной полной нагрузки потребителей, то есть от Sнагр; Qp – резерв реактивной мощности на станциях, составляющий примерно 10 % от Sнагр; Qсети – потери реактивной мощности в сети (Мвар); Суммарные реактивные потери в сети складываются из потерь в линиях и трансформаторах Qсети= Qтр+ Qлэп; С учетом средних значений коэффициента загрузки трансформаторов 0. 7 -0. 85 величина потерь реактивной мощности в трансформаторах составляет около 10% от суммарной передаваемой через них мощности; Потери мощности в линиях электропередачи складываются из двух составляющих, имеющих противоположные знаки Qлэп=- Qc+ Qл; здесь Qc – реактивная мощность, генерируемая ЛЭП; Qл – потери реактивной мощности в индуктивных сопротивления ЛЭП. При ориентировочных расчетах, при отсутствии в сети линий 330 к. В и выше допускается принимать, что потери реактивной мощности в индуктивных сопротивлениях ВЛ и генерация реактивной мощности этими линиями в период максимальных нагрузок взаимно компенсируются, т. е. Qc = Qл. Тогда Qлэп=0. С учетом этого Qсети= Qтр=0, 1 Sнагр.
1 Предварительный расчет электрической сети. 1. 3 Баланс активной и реактивной мощности 1. 3. 2 Баланс реактивной мощности Qку – суммарная реактивная мощность компенсирующих устройств, устанавливаемых в сети; Располагаемая реактивная мощность системы определяется выражением Qг=Ргtgс, где tg с системы находится по заданному cos с энергосистемы. Из уравнения баланса реактивной нагрузки находим суммарную мощность компенсирующих устройств, устанавливаемых на подстанциях Qку= Qнагр+Qсн+Qр+ Qсети-Qг. Компенсирующие устройства необходимы в первую очередь по условиям разгрузки генераторов станции по реактивной мощности. Компенсация реактивной мощности у потребителей разгружает элементы электрической сети (ЛЭП, трансформаторы), что уменьшает потери мощности в сети и улучшает режим напряжения вследствие снижения падения напряжения в элементах сети. Разгрузка элементов сети от реактивной мощности позволяет загрузить эти элементы дополнительной активной мощностью или в некоторых случаях уменьшить сечения ЛЭП или снизить установленную мощность трансформаторов. Выбор и размещение устройств компенсации реактивной мощности в электрических сетях должен производиться исходя из необходимости обеспечения требуемой пропускной способности сети в нормальных и послеаварийных режимах работы при поддержании необходимых уровней напряжения и запасов устойчивости. В учебном проектировании для упрощения последующих расчетов распределяем компенсирующие устройства по потребителям так, чтобы уравнять их коэффициенты мощности до величины tg ср. вз. Такое упрощение позволяет в дальнейшем вести расчеты потокораспределения по сети отдельно и независимо по активной и реактивной мощности.
1 Предварительный расчет электрической сети. 1. 3 Баланс активной и реактивной мощности 1. 3. 2 Баланс реактивной мощности Находим средневзвешенный коэффициент мощности - tg ср. вз. = ( Qнагр- Qку)/ Pнагр Определяем мощность компенсирующих устройств устанавливаемых на каждой из подстанций электрифицируемого района. Qкуi = Pi(tg φi - tg φcр. взв. ) С учетом компенсации части реактивной мощности определяем реактивные нагрузки потребителей Qi = Qзi- Qкуi; и полные нагрузки подстанций после компенсации Si = Расчетные нагрузки с учетом компенсации реактивной мощности заносят в таблицу № п/с 1 1 2 3 4 5 Итого Рi, МВт 2 20 25 15 11 8 79 Qзi, Мвар 3 17, 6 22, 0 12, 8 9, 1 6, 4 68, 0 Qкуi, Мвар 4 12, 35 15, 44 8, 86 6, 21 4, 30 47, 2 Qi , Мвар 5 5, 29 6, 61 3, 97 2, 91 2, 12 20, 9 Si , МВА 6 20, 69 25, 86 15, 52 11, 38 8, 27 81, 7 tgφi 7 0, 264 0, 264
1 Предварительный расчет электрической сети. 1. 4 Выбор конструкции сети и материала проводов Для проектируемой сети следует выбрать тип опор, расположение проводов на опоре и марку проводов. При прохождении трасс линий в районах, где в воздухе находятся соединения способствующие разрушению сталеалюминевых проводов (побережья морей, соленых озер и районы с соответствующими промышленными выбросами) следует применять сталеалюминевые провода марок АСКС, АСКП, АСК. При сооружении линий в районах с толщиной стенки гололеда менее 20 мм целесообразно применение сталеалюминевых проводов облегченной конструкции (АСО). В районах с толщиной стенки гололеда более 20 мм рекомендуется применять сталеалюминевые провода усиленной прочности (АСУ). Железобетонные опоры следует применять во всех случаях, когда использование стальных или деревянных опор экономически неоправданно, а также в районах с повышенной влажностью воздуха при среднегодовых температурах +5˚С и выше. Стальные опоры целесообразно применять при сооружении ВЛ в горной и труднодоступной для транспорта местности, а также в особых случаях, например переходы через широкие судоходные реки, озера или в условиях городской застройки с целью обеспечения повышенной надежности. Деревянные опоры целесообразно применять для ВЛ, трассы которых прилегают к районам, богатым строевым лесом, а также в районах с малой влажностью воздуха и среднегодовой температурой +5˚С и выше. Выбор расположения проводов на ВЛ производится в зависимости от класса напряжения ВЛ, ее конструкции и от условий гололедообразования и интенсивности «пляски» проводов в соответствии с ПУЭ
1 Предварительный расчет электрической сети. 1. 5 Формирование вариантов схем электроснабжения и их анализ. 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. Для питания потребителей 1 -й категории применяются различные резервированные схемы с АВР (автоматическим вводов резерва). Питание потребителей 2 -ой категории так же производится с помощью резервированных схем, но при этом допускается включение резервного питания дежурным персоналом или выездной оперативной бригадой. Питание потребителей 3 -ей категории может осуществляться от одного источника питания (по одно цепным нерезервированным линиям) при условии, что перерывы электроснабжения, необходимые для ремонта или замены поврежденного элемента системы электроснабжения, не превысят одних суток.
1 Предварительный расчет электрической сети. 1. 5 Формирование вариантов схем электроснабжения и их анализ. При питании потребителей района от шин распределительных устройств (РУ) электростанций или подстанций энергосистемы независимыми источниками питания можно считать сборные шины РУ, если выполняются следующие условия: а) каждая секция РУ имеет питание от различных генераторов или трансформаторов; б) секции шин РУ не должны быть связаны между собой электрически или должны иметь связь, автоматически отключаемую при нарушении нормальной работы одной из взаимно резервирующих секций шин. При решении вопросов резервирования питания потребителей различных категорий, территориально объединенных в одном пункте сети, следует ориентироваться на наличие потребителей наивысшей категории по степени надежности. Например, если в рассматриваемом пункте сети имеются потребители 1 -ой, 2 -ой и 3 -ей категории, то выбирается резервированная схема с двумя независимыми источниками, то есть ориентируются на наличие потребителей 1 -ой категории. На подстанции питающей этих потребителей устанавливается два трансформатора. Для резервирования и исключения из работы поврежденных элементов сети в послеаварийных режимах, а так же осуществления ремонта оборудования без прекращения электроснабжения потребителей, при выборе схемы построения сети, отвечающей требованиям надежности, необходимо предусматривать установку соответствующих коммутационных аппаратов для оперативных переключений. Таким образом, требуемая надежность схемы электрической сети обеспечивается сооружением определенного количества линий, трансформаторов и коммутационных аппаратов на подстанциях, выбранных на основе анализа состава потребителей по категориям надежности.
1 Предварительный расчет электрической сети. 1. 5 Формирование вариантов схем электроснабжения и их анализ. При выборе вариантов построения сети следует руководствоваться следующими положениями: 1) Питание потребителей района следует осуществлять по кратчайшим связям (линиям) с использованием по возможности одной трассы для передачи электроэнергии к пунктам сети, расположенным в одном направлении по отношению к источнику питания (ИП), что обеспечивает снижение капиталовложений в сеть. 2) Передача электроэнергии потребителям должна осуществляться в направлении общего потока мощности от ИП к потребителям района, следует избегать обратных потоков мощности, так как это приводит к увеличению капитальных затрат и ухудшает такой натуральный показатель, как потери электроэнергии в сети. 3) Во избежание необоснованного завышения капиталовложений не рекомендуется использовать в качестве промежуточного сетевого звена резервированной схемы питания потребителей 1 -ой, 2 -ой категорий участок сети, питающей потребителей 3 -ей категории, для которых допустимо применение нерезервированной схемы. 4) Применение замкнутых схем питания нескольких потребителей района целесообразно, если: а) суммарная длина линий замкнутой схемы существенно меньше суммарной длины линий разомкнутой резервированной схемы в одно цепном исполнении; б) при объединении в замкнутый контур нескольких пунктов потребления не образуется протяженных мало загруженных участков сети, которые используются практически в послеаварийных режимах, что значительно ухудшает технико-экономические показатели сети.
1 Предварительный расчет электрической сети. 1. 5 Формирование вариантов схем электроснабжения и их анализ. На начальном этапе проектирования сети формируются варианты различных по структуре схем: • радиальная; • магистральные; • смешанные; • замкнутые (кольцевые); • сложно замкнутые. Для построения рационального варианта разомкнутой сети можно использовать алгоритм Крускаля, с помощью которого ищется сеть минимальной длины. По алгоритму Крускаля процесс синтеза разомкнутой сети минимальной длины разбивается на шаги, на каждом из которых к сети (к узлу j, где M – множество узлов уже подключенных к сети), подключается один из узлов i ( где L множество узлов еще не подключенных к сети) расстояние между которыми минимально, т. е. В курсовом проекте рекомендуется синтезировать множество вариантов радиально-магистральной и смешанной конфигурации, с последующим анализом и отбором наиболее целесообразных.
1 Предварительный расчет электрической сети. 1. 6 Предварительный расчет выбранных вариантов. При проектировании районной сети одновременно с выбором вариантов схемы конфигурации решается вопрос выбора номинального напряжения сети, выбора сечений воздушных линий и основного электрооборудования подстанций сети. Комплексное решение этих вопросов требует определения расчетных нагрузок по отдельным участкам и в узлах сети. На первом этапе предварительного сравнения и отбора конкурентоспособных вариантов конфигурации сети допускается расчетные нагрузки определять приближенно, при следующих допущениях: - не учитывается емкостная проводимость воздушных линий; - распределение потоков активных и реактивных мощностей по участкам сети в режиме максимальных нагрузок вычисляется без учета потерь мощности в элементах сети; - распределение потоком мощности по участкам замкнутой сети (кольцевой, сложно замкнутой) вычисляется при условии равенства сечений проводов отдельных участков. Это позволяет производить расчет потокораспределения не по сопротивлениям участков, а по их длинам.
1 Предварительный расчет электрической сети. 1. 6 Предварительный расчет выбранных вариантов. 1. 6. 1 Расчет радиально-магистрального варианта сети 1. 6. 1. 1. Расчет потокораспределения в нормальном режиме максимальных нагрузок. Расчет ведется без учета потерь мощности на участках сети. Задаемся направлением потокораспределения активной мощности по участкам сети Количество цепей на схемах условно показано в виде засечек на линиях – одна засечка соответствует одно цепной ЛЭП, две – двух цепной;
1 Предварительный расчет электрической сети. 1. 6 Предварительный расчет выбранных вариантов. 1. 6. 1 Расчет радиально-магистрального варианта сети 1. 6. 1. 1. Расчет потокораспределения в нормальном режиме максимальных нагрузок. Производим расчет потокораспределения, используя первый закон Кирхгофа P 34 = P 4 P 34 = 11 Мвт P 03 = P 34 + P 3 P 03 = 11 + 15 = 26 Мвт P 01 = P 1 P 01 = 20 МВт P 02= P 2 P 02= 25 МВт P 05 = P 5 P 05 = 8 МВт Реактивные нагрузки по участкам сети определяем по tgφср. взв. Qij=Pij tgφср. взв. ; Полные нагрузки участков сети Q 01=P 01 tg φср. взв. =20 0, 264= 5, 29 Мвар Sij= S 01= = 20, 69 МВА
1 Предварительный расчет электрической сети. 1. 6 Предварительный расчет выбранных вариантов. Результаты вычислений заносим в таблицу Участок Р, м. Вт Q, Мвар S, Мва 0 -1 20, 0 5, 29 20, 7 0 -2 25, 0 6, 61 25, 9 0 -3 26, 0 6, 87 26, 9 3 -4 11, 0 2, 91 11, 4 0 -5 8, 0 2, 12 8, 3 1. 6. 1. 2. Выбор номинального напряжения сети. Номинальное напряжение сети существенно влияет как на ее экономические показатели, так и на технические характеристики. При повышении номинального напряжения сети снижаются потери мощности и электроэнергии, уменьшаются сечения проводов, растет предельная передаваемая мощность, облегчается бедующее развитие сети, но увеличиваются капитальные затраты на оборудование, вследствие роста затрат на изоляцию. Определяющими факторами, влияющими на выбор напряжения сети, являются передаваемая мощность и расстояние, на которое она передается. При решении вопросов выбора напряжения районной сети можно пользоваться эмпирической формулой Стилла: Uopij=16 где Рij – активная мощность передаваемая по линии, (МВт); lij – длина линии (км). Эта формула применима для линий длиной до 250 км и передаваемой мощности, не превышающей 60 МВт.
1 Предварительный расчет электрической сети. 1. 6 Предварительный расчет выбранных вариантов. Более универсальной является формула Г. А. Илларионова, которая дает удовлетворительные результаты для всей шкалы номинальных напряжений от 35 до 1150 к. В. Выбор номинального напряжения сети проводится повариантно: выполняются расчеты при нескольких возможных (ближайших к Uop) номинальных напряжениях и для каждого из них определяются приведенные затраты. Проводится расчет для всех участков системы, результаты вычислений заносят в Участок 0 -1 0 -2 0 -3 3 -4 0 -5 таблицу Длина, lij , км Рij, Мвт Uорij, к. В 35, 0 20, 0 82, 3 35, 0 25, 0 87, 0 45, 0 26, 0 93, 6 40, 0 11, 0 73, 3 55, 0 8, 0 73, 3
1 Предварительный расчет электрической сети. 1. 6. 1. 3 Выбор сечения проводов ЛЭП. Проблема выбора сечения проводников является технико-экономической в результате решения которой требуется найти оптимальное соотношение между капитальными затратами на сооружение линии и затратами, связанными с потерями энергии в ней. Решение указанной задачи выбора сечений может быть выполнено различными методами: • по методу экономической плотности тока /Идельчик, В. И. Электрические системы и сети: Учебник для вузов. -М. : Энергоатомиздат, 1989. -522 с. /; • по экономическим интервалам нагрузки /Электрические системы. Электрические сети /В. А. Веников, А. А. Глазунов, Л. А. Жуков и др. ; под ред. В. А. Веникова и В. А. Строева. М. : Высшая школа, 1998. - 512 с. /; • непосредственным сравнением вариантов применения различных сечений по экономическим критериям. Согласно методу экономической плотности тока выбор сечения осуществляется по выражению где I - расчетный ток в нормальном режиме наибольших нагрузок, проходящий по линии; jэ - экономическая плотность тока, принимаемая в зависимости от конструкции ЛЭП (кабельная или воздушная), материала проводников и времени использования наибольших нагрузок Т М. Сечение, рассчитанное по формуле, округляется до ближайшего стандартного значения. Основным достоинством выбора площади сечения экономической плотности тока является его простота. проводников линий по нормативной Определение сечений ВЛ с напряжение до 500 к. В в КП производим по нормируемой плотности тока. Рекомендуемые значения плотности тока приведены в таблице / Правила устройства электроустановок в вопросах и ответах. – М. Ж Изд-во ЭНАС, 2004. /
1 Предварительный расчет электрической сети. 1. 6. 1. 3 Выбор сечения проводов ЛЭП. Рассмотрим расчет для одного из принятых номинальных напряжений – 110 к. В. Расчет для напряжения 150 к. В производится аналогично. Определяем рабочие токи участков сети. Iij= где n – число цепей линии электропередачи. Для участка 0 -1 Определяем ориентировочные сечения по участкам сети по экономической плотности тока- jэ Fopij= Для участка 0 -1 Fop 01= Сечение найденное по экономической плотности тока округляют до ближайшего стандартного с учетом ограничений по короне.
1 Предварительный расчет электрической сети. 1. 6. 1. 3 Выбор сечения проводов ЛЭП. С целью исключения явления общей короны в воздушных сетях (ионизация воздуха у проводов и протекании разрядного тока между ними) с номинальным напряжением 110 к. В и более ограничивают минимально допустимые сечения проводов. Согласно ПУЭ для ВЛ 110 к. В минимально допустимое сечение – 70 мм 2, для ВЛ 150 к. В – 120 мм 2, для ВЛ 220 к. В – 240 мм 2. Для ВЛ с номинальным напряжением 330 к. В и выше применяют расщепленную фазу, т. е. каждую фазу ВЛ выполняют из нескольких проводов. Для участка 0 -1 с учетом ограничения по короне принимаем стандартное сечение Fст=70 мм 2. Аналогично проводим расчет для остальных участков, результаты вычислений заносим в таблицу Участок n I, А Fэ, мм 2 Fст, мм 2 0 -1 2 54, 3 70 0 -2 2 67, 9 70 0 -3 2 70, 6 70 3 -4 1 59, 7 70 0 -5 1 43, 4 70
1 Предварительный расчет электрической сети. 1. 6. 1. 4 Проверка проводов по току наиболее тяжелого после аварийного режима. Сечения проводов выбранных по экономической плотности тока проверяются по допустимому нагреву током наиболее тяжелого послеаварийного режима сети. Для разомкнутых сетей наиболее тяжелым послеаварийным режимом является режим выхода из строя одной из цепи двухцепных резервированных участков. При этом вся передаваемая мощность будет передаваться теперь по оставшейся в работе цепи. Поэтому аварийный ток такого участка будет равен Iавij =n. Iij, Условие проверки Iдоп ij Iавij, Допустимые по нагреву длительные токи нагрузки ВЛ 35 -220 к. В со сталеалюминевыми проводами (вне помещений при t = 20ºС) Сечение, мм 2 Допустимые длительные токовые нагрузки, А 35 175 50 210 70 265 95 330 120 380 150 445 185 510 240 610 300 690 400 835 500 945 600 1050
1 Предварительный расчет электрической сети. 1. 6. 1. 4 Проверка проводов по току наиболее тяжелого после аварийного режима. Для участка 0 -1 Iав 01=2 I 01 Iав 01=2 54, 3=108, 6 А ; Iдоп 01 =265 А; Iав 01 < Iдоп 01 Сечение на участке 0 -1 удовлетворяет условию проверки по допустимому току нагрева в послеаварийном режиме. Аналогично проводим расчеты для остальных участков сети. Результаты вычислений заносим в таблицу. Участок 1 0 -2 0 -3 3 -4 0 -5 F, мм 2 2 70 70 70 Iдоп, А 3 265 265 265 Iав, А 4 108, 6 135, 72 141, 15 59, 72 43, 43 Fприн, мм 2 5 70 70 70
1 Предварительный расчет электрической сети. 1. 6. 1. 5 Проверка сети по потере напряжения в нормальном и после аварийном режиме. Одним из требований предъявляемых к системам электроснабжения является соблюдение показателей качества электроэнергии. Нормы показателей качества электроэнергии (ПКЭ), т. е. их допустимые значения в электрических сетях систем электроснабжения общего назначения переменного трехфазного и однофазного тока частотой 50 Гц в точках, к которым присоединяются электрические сети или приемники электрической энергии (точки общего присоединения), устанавливает ГОСТ 13109— 97 (ГОСТ 13109 -97. Электрическая энергия. Совместимость технических средств электромагнитная. Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения / Межгосударственный совет по стандартизации, метрологии и сертификации. Минск: ИПК Изд-во стандартов, 1998. ). Стандарт устанавливает 11 видов ПКЭ, которые могут быть разделены на три группы (отклонение частоты и напряжения, несинусоидальность формы, несимметрия и колебания напряжения а также случайные электромагнитные явления ) При проектировании сетей вместо расчета значений отклонения напряжения принято оценивать величину потери напряжения и сравнивать ее с допустимой, устанавливаемой в зависимости от класса напряжения и назначения сети. Проверку по потери напряжения необходимо производить как для нормального, так и для послеаварийных режимов сети.
1 Предварительный расчет электрической сети. 1. 6. 1. 5 Проверка сети по потере напряжения в нормальном и после аварийном режиме. Для районных электрических сетей на подстанциях, которых установлены трансформаторы, оснащенные устройствами регулирования напряжения под нагрузкой (РПН) допустимую потерю напряжения можно принять равной (15 20) для нормального режима максимальных нагрузок и (20 -25)% в послеаварийных режимах. При этом проверку на допустимую потерю напряжения можно проводить не для всех узлов сети, а только для так называемых электрически наиболее удаленных точек (ЭНУТ). Для разомкнутых сетей и разомкнутых участков, примыкающих к замкнутым участкам сетей, таковыми являются все конечные точки сети. Для замкнутых сетей в качестве ЭНУТ рассматриваются точки потокораздела. Изменение напряжения на любом элементе электрической сети зависит от параметров этих элементов и передаваемой мощности. Параметры сети определяются по соответствующим схемам замещения.
1 Предварительный расчет электрической сети. 1. 6. 1. 5 Проверка сети по потере напряжения в нормальном и после аварийном режиме. Рассмотрим проверку рассматриваемого варианта сети по потери напряжения. Определим параметры П-образной схемы замещения ЛЭП. Хлij=xoij li j / n; Rлij=roij li j / n; Bлij= boij li j / n, где xoij, roij - соответственно погонное индуктивное и активное сопротивления линии участка i-j, (Ом/км); boij – погонная емкостная проводимость (мк. См/км); Xлij , Rлij - соответственно индуктивное и активное сопротивления схемы замещения линии участка i-j (Ом); Bлij - емкостная проводимость схемы замещения линии участка i-j (мк. См), G – активная проводимость сх. замещения.
1 Предварительный расчет электрической сети. 1. 6. 1. 5 Проверка сети по потере напряжения в нормальном и после аварийном режиме. Расчетные данные ВЛ 35 -220 к. В со сталеалюминиевыми проводами на один км Сече ние провода, мм 2 Ом ro, xo, Ом/км 35 к. В bo, мк. См/км xo, Ом/км 110 к. В bo, мк. См/км xo, Ом/км 150 к. В bo, мк. См/км xo, Ом/км 220 к. В bo, мк. См/км 35 0, 773 0, 445 2, 59 50 0, 592 0, 443 2, 65 70 0, 420 2, 73 0, 440 2, 58 95 0, 314 0, 411 2, 81 0, 429 2, 65 120 0, 249 0, 403 2, 85 0, 423 2, 69 0, 439 2, 61 150 0, 195 0, 398 2, 90 0, 416 2, 74 0, 432 2, 67 185 0, 156 0, 384 2, 96 0, 409 2, 82 0, 424 2, 71 240 0, 120 0, 401 2, 85 0, 416 2, 75 0, 430 2, 66 300 0, 098 0, 392 2, 91 0, 409 2, 80 0, 422 2, 71 400 0, 073 0, 382 3, 00 0, 398 2, 88 0, 414 2, 73 500 0, 059 0, 410 2, 79 600 0, 050 0, 403 2, 84
1 Предварительный расчет электрической сети. 1. 6. 1. 5 Проверка сети по потере напряжения в нормальном и после аварийном режиме. Результаты расчетов параметров схемы замещения для номинального напряжения 110 к. В сводим в таблицу Участок Провод 0 -1 0 -2 0 -3 3 -4 0 -5 АС-70 АС-70 n 2 2 2 1 1 r 0, Ом/км 0, 42 0, 42 x 0, b 0, Ом/км мк. См/км 0, 44 0, 44 2, 58 2, 58 l, км Rл, Ом 35, 0 45, 0 40, 0 55, 0 7, 35 9, 45 16, 8 23, 1 Xл, Ом Bл, мк. См 7, 7 9, 9 17, 6 24, 2 180, 6 232, 2 103, 2 141, 9 Потеря напряжения в % от номинального на участках сети в нормальном режиме Uij= Для участка 0 -1
1 Предварительный расчет электрической сети. 1. 6. 1. 5 Проверка сети по потере напряжения в нормальном и после аварийном режиме. Потери напряжения на остальных участках определяем аналогично. Результаты сводим в таблицу Участок 0 -1 0 -2 0 -3 3 -4 0 -5 Р, Мвт Q, Мвар R, Ом 20, 0 5, 3 7, 35 25, 0 6, 6 7, 35 26, 0 6, 9 9, 45 11, 0 2, 9 16, 80 8, 0 2, 1 23, 10 X, Ом 7, 70 9, 90 17, 60 24, 20 ΔU к. В 1, 7 2, 1 2, 9 2, 1 ΔU % 1, 6 1, 9 2, 6 2, 0 Для разомкнутых сетей потери напряжения в послеаварийном режиме на участках сети увеличиваются в n раз, так как при выходе из строя одной из цепи двухцепных участков сопротивление участка увеличивается в n раз. Потеря напряжения на участках сети в послеаварийном режиме Uавij =n Uij Результаты расчетов по потери напряжения на участках сети в послеаварийном режиме сводим в таблицу Q, Участок Р, Мвт Мвар Rл, Ом 0 -1 20, 0 5, 3 14, 70 0 -2 25, 0 6, 6 14, 70 0 -3 26, 0 6, 9 18, 90 3 -4 11, 0 2, 9 16, 80 0 -5 8, 0 2, 1 23, 10 Xл, Ом ΔU к. В 15, 40 3, 4 15, 40 4, 3 19, 80 5, 7 17, 60 2, 1 24, 20 2, 1 ΔU % 3, 1 3, 9 5, 2 2, 0
1 Предварительный расчет электрической сети. 1. 6. 1. 5 Проверка сети по потере напряжения в нормальном и после аварийном режиме. Проверка сети по потере напряжения осуществляется для точек электрически наиболее удаленных. В разомкнутых сетях такими точками являются все концевые точки сети. Uдоп => U Аналогично проверяют сеть в послеаварийном режиме. Если сеть не удовлетворяет условию проверки по допустимой потери напряжения в нормальном или послеаварийном режимах, то из дальнейшего рассмотрения этот вариант следует исключить. П. 1. 6. 2. Расчет смешанного варианта сети П. 1. 6. 3. Расчет сложнозамкнутого варианта сети.
1 Предварительный расчет электрической сети. 1. 7 Выбор числа и мощностей силовых трансформаторов. 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 устанавливаются два силовых трансформатора. При отсутствии потребителей 1 -ой категории допускается установка одного силового трансформатора. Выбор числа трансформаторов на подстанциях № подстанции Категория потребителей Количество трансформаторов 1 1, 2, 3 2 1, 2, 3 3 1, 2, 3 4 3 5 3 2 2 2 1 1 Выбор мощностей силовых трансформаторов наиболее целесообразно осуществлять по допустимой нагрузке с учетом характеристик графиков электрических нагрузок. Выбор мощности трансформаторов в курсовом проекте должен быть осуществлен для двух номинальных напряжений 110 и 150 к. В. В данном примере рассматривается выбор трансформаторов класса 110 к. В
1 Предварительный расчет электрической сети. 1. 7 Выбор числа и мощностей силовых трансформаторов. Определяем среднюю квадратичную нагрузку по графику характерных «зимних» суток. Sск= Где мощность ступени нагрузки в относительных единицах; ti - продолжительность ступени в часах k – количество ступеней графика. Sск= =0, 81 Ориентировочная мощность трансформатора Sор = Sск SМ/n; Sор1 = 0, 81*20, 7/2 = 8, 3 МВА Принимаем за номинальную мощность трансформаторов ближайшую большую стандартную.
1 Предварительный расчет электрической сети. 1. 7 Выбор числа и мощностей силовых трансформаторов. Трехфазные двухобмоточные трансформаторы 110 к. В Тип Sнт, трансформа- к. ВА торов. Номинальное напряжение обмоток, к. В ТМН 2500/110 2500 115 6, 6: 11 5 22 10, 5 ТМН 6300/110 ТДН 10000/110 ТДН 16000/110 ТРДН 25000/110 ТРДН 32000/110 ТРДН 40000/110 ТРДН 80000/110 6300 115 6, 6: 11 10 50 10, 5 Iхх Пределы % регулирова ния 1, 5 ± 10*1, 5 ± 8*1, 5 1 ± 9*1, 78 10000 115 6, 6: 11 14 60 10, 5 0, 9 ± 9*1, 78 16000 115 6, 6: 11 21 85 10, 5 0, 85 ± 9*1, 78 25000 115 29 120 10, 5 0, 8 ± 9*1, 78 32000 115 35 145 10, 5 0, 75 ± 9*1, 78 40000 115 42 175 10, 5 0, 7 ± 9*1, 78 80000 115 6, 3 -6, 3; 6, 3 -10, 5; 10, 5 -10, 5 70 315 10, 5 0, 6 ВН ΔРхх, ΔРкз, Uк % к. Вт НН
1 Предварительный расчет электрической сети. 1. 7 Выбор числа и мощностей силовых трансформаторов. Трехфазные двухобмоточные трансформаторы 150 к. В Тип Sнт, трансформа- к. ВА торов. Номинальное напряжение обмоток, к. В ΔРхх, ΔРкз, Uк % к. Вт Iхх Пределы % регулирова ния ВН ТМН 4000/150 ТДН 16000/150 ТРДН 32000/150 ТРДН 63000/150 НН 4000 158 6, 6: 11 10 35 10, 5 1, 2 ± 9*1, 33 16000 158 6, 6: 11 21 85 11 0, 8 ± 8*1, 5 32000 158 35 145 10, 5 0, 7 ± 8*1, 5 63000 158 6, 3 -6, 3; 10, 5; 11 -11 6, 3 -10, 5; 11 -11 59 235 17 0, 65 ± 8*1, 5 Принимаем к установке на п/с 1 два трансформатора мощностью 10 МВА каждый, тип трансформатора - ТДН-10000/110 Расчеты по всем подстанциям приведены в таблице № п/с 1 2 3 4 5 Sм, МВА 20, 7 25, 9 15, 5 11, 4 8, 3 n 2 2 2 1 1 Sор, МВА 8, 3 10, 4 6, 3 9, 2 6, 7 Sнт, МВА 10 16 10 10 10 Sнт*, Тип Sнт ав*, МВА трансформатора МВА ТДН-10000/110 0, 97 0, 48 1, 24 ТДН-16000/110 0, 62 1, 29 ТДН-10000/110 0, 64 0, 88 ТДН-10000/110 0, 88 1, 21 ТДН-10000/110 1, 21
1 Предварительный расчет электрической сети. 1. 8 Проверка трансформаторов на перегрузочную способность по ГОСТ 14209 -97. Выбранные трансформаторы должны быть проверены на перегрузочную способность. Трансформаторы на подстанциях могут испытывать: 1 Систематические перегрузки – в течение длительного времени вследствие неравномерности графика нагрузки (перегружаются в отдельные часы суток и работают с недогрузкой в другие часы). 2 Аварийные перегрузки на двух трансформаторных подстанциях при выходе из строя одного из трансформатора. Аварийные перегрузки являются кратковременными - на время ремонта или замены вышедшего из строя трансформатора. Перегрузка трансформаторов регламентируется ГОСТ 14209 -97 /ГОСТ 14209 -97 Межгосударственный стандарт. Руководство по нагрузке силовых масляных трансформаторов / Межгосударственный совет по стандартизации, метрологии и сертификации. Минск: ИПК Изд-во стандартов, 1998. /
1 Предварительный расчет электрической сети. 1. 8 Проверка трансформаторов на перегрузочную способность по ГОСТ 14209 -97. Проверим выбранные нами трансформаторы на систематическую перегрузку. Определяем коэффициент перегрузки где Sнт – номинальная мощность трансформатора (МВА); Sм - расчетная максимальная нагрузка (МВА). Sм = Si; n – количество трансформаторов на подстанции. Расчет выполняем для первой подстанции (П/С 1) Если Кнт*≥ 1 то трансформаторы подстанции не испытывают систематических перегрузок. В противном случае на суточный зимний график нагрузки наносим линию параллельную оси абсцисс с ординатой равной величине Кнт*,
1 Предварительный расчет электрической сети. 1. 8 Проверка трансформаторов на перегрузочную способность по ГОСТ 14209 -97. По пересечению графика нагрузок и линии Кнт* определяем предварительное время перегрузки tп’. Определяем коэффициент начальной загрузки К 1= 56
1 Предварительный расчет электрической сети. = 1. 8 Проверка трансформаторов на перегрузочную способность по ГОСТ 14209 -97. Если график нагрузки имеет несколько участков перегрузки (несколько пиков) то за зону перегрузки принимают ту, которая имеет максимальный тепловой импульс (максимальную площадь участка), при этом второй участок перегрузки с меньшим тепловым импульсом учитывается при расчете К 1. Определяем предварительный коэффициент перегрузки по графику = Для первой подстанции 0, 71; К 1(пс1) 1, 03
1 Предварительный расчет электрической сети. 1. 8 Проверка трансформаторов на перегрузочную способность по ГОСТ 14209 -97. Если то принимаем расчетный коэффициент перегрузки К 2=K’ 2 а время перегрузки tп = t’п , иначе принимаем К 2 =0, 9, а время перегрузки корректируем по выражению Для подстанции 1 - К 2 = 1, 03 и tп = 6 ч. По таблицам ГОСТ систематических перегрузок, в зависимости от К 1, tп, эквивалентной температуры охлаждающей среды Θ и системы охлаждения трансформатора, находим допустимый коэффициент перегрузки К 2 доп.
1 Предварительный расчет электрической сети. 1. 8 Проверка трансформаторов на перегрузочную способность по ГОСТ 14209 -97. Значения годовой и сезонных эквивалентных температур охлаждающего воздуха по населенным пунктам. Населённый пункт Абакан Алдан Алма – Ата Андижан Актюбинск Архангельск Астрахань Ачинск Ашхабад Баку Барнаул Батуми Белгород Белорецк Березники Бийск Биробиджан Благовещенское Братск Брест Брянск Бухара Верхоянск Вильнюс Винница Витебск Владивосток Владимир Волгоград Вологда Воркута Воронеж Ворошиловград Гомель Горький Гродно Грозный Гурьев Джамбул Днепропетровск Донецк Эквивалентная температура, 0 С. годовая зимняя 8, 7 - 19, 3 4, 8 -20, 1 14, 3 -5, 9 18, 6 -0, 3 12, 1 - 14, 1 5, 8 - 11, 4 15, 7 -5, 3 7, 5 -16, 7 21, 6 -4, 2 17, 8 4, 9 9, 4 -16, 4 16, 1 7, 5 11, 5 -6, 7 6, 9 -15, 1 7, 5 -14, 3 8, 6 -16, 9 10, 0 -19, 0 10, 4 -19, 6 9, 2 -16, 8 7, 1 -20, 1 11, 0 -3, 4 9, 7 -7, 6 18, 7 1, 3 2, 9 -20, 1 9, 9 -4, 4 10, 7 -4, 9 9, 4 -6, 7 10, 0 -11, 7 9, 8 -10, 2 14, 5 -7, 9 7, 4 -10, 8 0, 5 -19, 4 11, 0 -8, 4 13, 3 -5, 9 10, 4 -5, 8 8, 9 -10, 5 10, 1 -4, 1 15, 0 -2, 3 15, 5 -8, 3 14, 2 -4, 6 13, 6 -4, 4 12, 6 -5, 6 летняя 17, 6 14, 6 22, 2 26, 3 20, 9 14, 0 24, 1 16, 3 15, 3 24, 8 18, 2 21, 6 19, 3 15, 2 16, 0 17, 4 18, 9 19, 7 17, 9 16, 3 17, 9 17, 4 26, 3 13, 2 17, 0 17, 8 16, 9 17, 4 16, 8 23, 0 15, 5 9, 4 19, 0 21, 2 17, 7 17, 1 22, 8 24, 3 22, 1 21, 3 20, 4 Населённый пункт Калуга Кандалакша Караганда Кемерово Керчь Кзыл – Орда Киев Кировабад Кировоград Кировск Кишинёв Кокчетав Комсомольск-на-Амуре Кострома Краснодар Красноярск Кременчуг Кривой Рог Куйбышев Курган-Тюбе Курск Кутаиси Ленинград Липецк Луцк Львов Магадан Магнитогорск Мариуполь Махачкала Минск Минусинск Мирный Могилев Мончегорск Москва Мурманск Нальчик Нарын Нарьян-Мар Эквивалентная температура, 0 С. годовая зимняя 8, 8 8, 9 4, 5 10, 6 10, 1 14, 3 7, 8 17, 7 15, 1 0, 4 16, 3 7, 7 11, 2 4, 8 17, 1 2, 5 7, 0 13, 1 12, 0 4, 6 2, 9 11, 3 13, 4 2, 2 9, 6 15, 1 9, 3 20, 1 8, 2 10, 7 14, 9 0, 7 8, 0 15, 9 12, 3 4, 5 13, 3 4, 1 11, 1 12, 5 8, 8 16, 9 19, 9 3, 7 10, 6 7, 7 16, 8 6, 2 8, 6 6, 8 10, 9 8, 9 10, 9 3, 6 9, 9 3, 9 2, 5 19, 4 8, 6 15, 5 13, 6 4, 1 16, 0 0, 8 9, 5 5, 9 8, 8 19, 3 4, 6 20, 1 9, 7 6, 5 3, 8 11, 8 10, 1 8, 2 3, 4 9, 5 13, 3 3, 5 8, 8 14, 6 2 15, 7 летняя 16, 5 12, 5 18, 9 16, 7 23, 6 24, 7 18, 9 24, 4 16, 4 19, 4 10, 9 20, 6 18, 3 10, 3 14, 3 22, 3 16, 7 20, 5 20, 9 19, 6 17, 4 27, 3 18, 4 22, 8 16, 4 19, 0 17, 8 16, 5 11, 1 17, 1 21, 5 23, 7 16, 8 17, 7 16, 8 15, 1 11, 3 18 10, 7 20, 9 16, 2 10, 3
1 Предварительный расчет электрической сети. 1. 8 Проверка трансформаторов на перегрузочную способность по ГОСТ 14209 -97. Значения годовой и сезонных эквивалентных температур охлаждающего воздуха по населенным пунктам. Ош Павлодар Пенза Пермь Петрозаводск Петропавловск Петропавлоск-Камчатский Полтава Пржевальск Псков Пятигорск Рига Ровно Ростов-на-Дону Рубцовск Рязань Самарканд Саранск Саратов Свердловск Семипалатинск Симферополь Смоленск Советская. Гавань Сочи Ставрополь Сугмант Сумы Сургут Сухуми Сыктывкар Таганрог Тайшет Талды-Курган Тамбов Талин Ташкент Тбилиси Темир Тернополь Тобольск 15, 9 10, 4 8, 2 7, 1 8, 8 5, 2 12 9, 2 8, 8 13, 1 8, 9 10, 7 14 10, 1 9, 6 17 10, 0 12, 5 7, 8 12 13, 7 9 6, 5 15, 7 13, 5 17, 0 10, 9 5, 6 16, 1 6, 5 14, 4 7, 3 13, 5 10, 9 8, 2 17, 9 16, 4 13, 3 10, 6 7, 8 - 1, 6 16, 7 11 14, 3 8, 8 17, 3 7, 6 5, 9 6, 5 3 4, 8 4, 1 4, 6 16, 5 9, 9 1, 5 - 10, 9 10, 6 14, 9 15 0, 0 - 7, 6 15, 4 5, 9 - 2, 5 4, 2 - 6, 9 19, 9 6, 5 - 14, 1 18, 5 15, 1 9, 5 4, 2 0, 9 2, 2 - 13, 4 4, 2 17 23, 5 19, 8 18, 6 16, 7 15, 1 17, 5 11, 9 19, 7 16, 0 16, 3 20, 7 15, 8 17, 7 21, 9 19 17, 7 24, 4 18, 3 21, 0 17, 6 20, 9 20, 8 16, 5 14 21, 9 20, 9 23, 9 18, 5 14, 9 21, 9 15, 0 22, 4 16, 4 21, 7 19 15, 3 25, 7 25, 5 22, 3 17, 6 16, 6 Тольятти Томск Туапсе Тула Тюмень Ужгород Улан-Удэ Ульяновск Уральск Уссурийск Усть-Каменогорск Уфа Фергана Фрунзе Хабаровск Ханты-Мансийск Харьков Херсон Хмельницкий Целиноград Чебоксары Челябинск Череповец Черкассы Чернигов Черновцы Чимкент Чита Элиста Южно. Сахалинск Якутск Ярославль 11, 4 7, 5 16 9, 4 8, 6 12, 9 8, 3 10 12, 5 10, 7 11, 2 9, 9 18 15 10, 8 6, 7 12, 1 14, 2 10, 7 9, 9 9, 1 9, 2 7, 7 11, 1 11, 6 17 7, 5 14, 7 7, 5 6, 4 7, 9 - 11, 4 17, 8 5, 2 - 3, 9 15, 3 1, 1 20, 1 12, 4 12, 8 17, 1 15 13, 1 0, 6 3, 8 18, 6 18, 5 6, 3 2, 1 4, 4 16, 3 11, 9 14, 3 10, 2 4, 9 5, 7 3, 6 1, 2 20, 1 5, 4 11, 6 20, 1 10, 6 19, 8 16, 4 22, 4 17, 3 16, 2 19, 6 17, 6 18, 4 21, 3 19 19, 9 18, 3 25, 6 22, 8 19, 7 15, 8 19, 8 21, 8 17, 8 18, 8 17, 4 17, 8 15, 8 19, 2 18, 5 18, 6 25, 1 16, 8 22, 9 15 16, 6 15, 8
1 Предварительный расчет электрической сети. 1. 8 Проверка трансформаторов на перегрузочную способность по ГОСТ 14209 -97. Нормы максимально допустимых систематических и аварийных перегрузок трансформаторов. h, ч М и Д К 2 доп при значениях К 1=0, 25 1 0, 25 0, 4 0, 5 0, 6 0, 7 ДЦ* К 2 доп при значениях К 1=0, 25 1 0, 8 0, 9 1 0, 25 0, 4 Систематических охл= - 20 0 С 0, 5 + + + + + 1, 79 1, 77 2 + + 1, 99 1, 96 1, 93 1, 89 1, 85 1, 79 1, 61 4 1, 7 1, 69 1, 67 1, 66 1, 64 1, 62 1, 60 1, 57 1, 46 6 1, 55 1, 54 1, 53 1, 51 1, 50 1, 48 1, 48 1, 47 1, 46 1, 45 1, 43 1, 37 1, 36 12 1, 41 1, 4 1, 39 1, 38 1, 33 24 1, 3 1, 3 1, 26 0, 5 0, 6 0, 7 0, 8 0, 9 1 + 1, 76 1, 60 1, 46 1, 4 1, 36 1, 32 1, 26 + 1, 74 1, 59 1, 45 1, 39 1, 36 1, 32 1, 26 1, 85 1, 72 1, 57 1, 45 1, 39 1, 36 1, 32 1, 26 1, 82 1, 69 1, 56 1, 44 1, 39 1, 36 1, 32 1, 26 1, 78 1, 66 1, 54 1, 43 1, 38 1, 35 1, 32 1, 26 1, 74 1, 63 1, 52 1, 42 1, 37 1, 35 1, 32 1, 26
1 Предварительный расчет электрической сети. 1. 8 Проверка трансформаторов на перегрузочную способность по ГОСТ 14209 -97. Нормы максимально допустимых систематических и аварийных перегрузок трансформаторов. Систематических охл= - 10 0 С 0, 5 + + + + + 1, 95 1, 72 1, 7 2 1, 95 1, 92 1, 9 1, 87 1, 83 1, 79 1, 75 1, 69 1, 55 1, 54 4 1, 62 1, 61 1, 6 1, 58 1, 56 1, 54 1, 52 1, 48 1, 41 1, 4 6 1, 49 1, 48 1, 47 1, 46 1, 45 1, 44 1, 42 1, 40 1, 34 8 1, 41 1, 4 1, 39 1, 38 1, 37 1, 36 1, 31 1, 3 12 1, 34 1, 33 1, 32 1, 31 1, 27 24 1, 23 1, 23 1, 2 + 1, 69 1, 53 1, 4 1, 3 1, 26 1, 2 1, 80 1, 67 1, 52 1, 39 1, 33 1, 26 1, 2 1, 77 1, 65 1, 51 1, 38 1, 33 1, 26 1, 2 1, 74 1, 62 1, 49 1, 38 1, 32 1, 29 1, 26 1, 2 1, 70 1, 59 1, 47 1, 32 1, 29 1, 26 1, 2 1, 65 1, 55 1, 44 1, 35 1, 31 1, 28 1, 25 1, 2
1 Предварительный расчет электрической сети. 1. 8 Проверка трансформаторов на перегрузочную способность по ГОСТ 14209 -97. Нормы максимально допустимых систематических и аварийных перегрузок трансформаторов. h, ч М и Д К 2 доп при значениях К 1=0, 25 1 0, 25 0, 4 0, 5 0, 6 0, 7 ДЦ* К 2 доп при значениях К 1=0, 25 1 0, 8 0, 9 1 0, 25 0, 4 Систематических охл= 0 0 С 0, 5 + + + + 1, 79 1, 77 1 + + + 1, 99 1, 91 1, 80 1, 65 1, 63 2 1, 86 1, 83 1, 80 1, 77 1, 74 1, 69 1, 64 1, 56 1, 48 1, 47 4 1, 53 1, 51 1, 50 1, 48 1, 46 1, 43 1, 38 1, 34 6 1, 41 1, 4 1, 39 1, 38 1, 37 1, 36 1, 34 1, 31 1, 28 8 1, 34 1, 33 1, 32 1, 31 1, 3 1, 29 1, 27 1, 24 12 1, 27 1, 26 1, 25 1, 24 1, 22 1, 2 24 1, 16 1, 16 1, 14 0, 5 0, 6 0, 7 0, 8 0, 9 1 1, 75 1, 61 1, 46 1, 33 1, 27 1, 24 1, 2 1, 14 1, 72 1, 59 1, 45 1, 33 1, 27 1, 24 1, 2 1, 14 1, 69 1, 57 1, 44 1, 32 1, 27 1, 23 1, 2 1, 14 1, 66 1, 54 1, 42 1, 31 1, 26 1, 23 1, 2 1, 14 1, 61 1, 51 1, 4 1, 3 1, 25 1, 23 1, 19 1, 14 1, 56 1, 46 1, 36 1, 28 1, 24 1, 21 1, 19 1, 14
1 Предварительный расчет электрической сети. 1. 8 Проверка трансформаторов на перегрузочную способность по ГОСТ 14209 -97. Нормы максимально допустимых систематических и аварийных перегрузок трансформаторов. Систематических охл=10 0 С 0, 5 + + + + 1, 84 1, 71 1, 69 1 + + + 2 1, 94 1, 86 1, 76 1, 57 1, 55 2 1, 76 1, 73 1, 7 1, 63 1, 58 1, 51 1, 41 1, 4 4 1, 46 1, 44 1, 43 1, 41 1, 39 1, 36 1, 32 1, 25 1, 28 1, 27 6 1, 33 1, 32 1, 31 1, 3 1, 29 1, 27 1, 24 1, 21 8 1, 26 1, 25 1, 24 1, 23 1, 22 1, 17 1, 18 12 1, 19 1, 18 1, 17 1, 16 1, 15 1, 13 1, 14 24 1, 08 1, 08 1, 07 1, 67 1, 54 1, 39 1, 27 1, 21 1, 17 1, 14 1, 07 1, 64 1, 52 1, 38 1, 26 1, 2 1, 17 1, 13 1, 07 1, 61 1, 49 1, 36 1, 25 1, 2 1, 17 1, 13 1, 07 1, 57 1, 46 1, 34 1, 24 1, 19 1, 16 1, 13 1, 07 1, 52 1, 42 1, 31 1, 22 1, 18 1, 15 1, 12 1, 07 1, 44 1, 35 1, 26 1, 19 1, 15 1, 13 1, 11 1, 07
1 Предварительный расчет электрической сети. 1. 8 Проверка трансформаторов на перегрузочную способность по ГОСТ 14209 -97. Нормы максимально допустимых систематических и аварийных перегрузок трансформаторов. Систематических охл=20 0 С 0, 5 + + + 1, 98 1, 81 1 1, 63 1, 6 1 + 1, 97 1, 92 1, 87 1, 8 1, 71 1, 57 1 1, 49 1, 47 2 1, 66 1, 63 1, 6 1, 51 1, 45 1, 35 1 1, 34 1, 33 4 1, 37 1, 35 1, 34 1, 32 1, 29 1, 25 1, 19 1 1, 2 6 1, 25 1, 24 1, 23 1, 21 1, 2 1, 17 1, 13 1 1, 15 1, 14 8 1, 17 1, 16 1, 15 1, 13 1, 09 1 1, 11 12 1, 11 1, 09 1, 08 1, 06 1 1, 07 24 1 1 1, 58 1, 45 1, 32 1, 19 1, 14 1, 1 1, 07 1 1, 55 1, 43 1, 19 1, 13 1, 1 1, 06 1 1, 52 1, 4 1, 28 1, 13 1, 1 1, 06 1 1, 47 1, 37 1, 26 1, 12 1, 09 1, 05 1 1, 41 1, 31 1, 22 1, 13 1, 1 1, 07 1, 04 1 1 1 1 1
1 Предварительный расчет электрической сети. 1. 8 Проверка трансформаторов на перегрузочную способность по ГОСТ 14209 -97. Нормы максимально допустимых систематических и аварийных перегрузок Систематических трансформаторов. охл= 30 0 С 0, 5 + + 1, 92 1, 76 1, 27 — 1, 54 1, 51 1 1, 89 1, 84 1, 79 1, 73 1, 64 1, 51 1, 12 — 1, 41 1, 39 2 1, 55 1, 52 1, 48 1, 44 1, 38 1, 29 1, 02 –– 1, 26 1, 25 4 1, 28 1, 26 1, 24 1, 21 1, 18 1, 12 0, 97 –– 1, 13 6 1, 15 1, 18 1, 12 1, 09 1, 05 0, 95 –– 1, 07 8 1, 09 1, 08 1, 06 1, 05 1, 02 0, 94 –– 1, 04 1, 03 12 1, 02 1, 01 1 0, 99 0, 97 0, 92 –– 0, 99 24 0, 91 0, 91 –– 0, 92 Систематических охл= 40 0 С 0, 5 + + 1, 94 1, 84 1, 69 1, 26 –– — 1, 45 1, 42 1 1, 75 1, 7 1, 64 1, 56 1, 44 1, 08 — –– 1, 32 1, 30 2 1, 43 1, 39 1, 35 1, 3 1, 21 0, 96 –– — 1, 18 1, 17 4 1, 17 1, 15 1, 13 1, 09 1, 04 0, 89 –– –– 1, 05 1, 04 6 1, 05 1, 03 1, 01 0, 97 0, 86 — — 0, 99 8 1, 0 0, 99 0, 98 0, 96 0, 93 0, 85 –– –– 0, 96 0, 95 12 0, 93 0, 92 0, 91 0, 9 0, 88 0, 84 — –– 0, 91 24 0, 82 0, 82 — –– 0, 84 1, 49 1, 37 1, 24 1, 12 1, 06 1, 03 0, 99 0, 92 1, 46 1, 34 1, 22 1, 11 1, 06 1, 08 0, 99 0, 92 1, 42 1, 31 1, 2 1, 1 1, 05 1, 02 0, 98 0, 92 1, 36 1, 26 1, 16 1, 07 1, 03 1, 0 0, 97 0, 92 1, 21 1, 12 1, 05 0, 99 0, 97 0, 96 0, 94 0, 92 — — — –– 1, 39 1, 28 1, 15 1, 04 0, 98 0, 95 0, 91 0, 84 1, 36 1, 25 1, 13 1, 02 0, 97 0, 94 0, 9 0, 84 1, 31 1, 2 1, 1 1, 0 0, 96 0, 93 0, 89 0, 84 1, 19 1, 1 1, 01 0, 94 0, 91 0, 89 0, 87 0, 84 –– –– –– — –– –– ––
1 Предварительный расчет электрической сети. 1. 8 Проверка трансформаторов на перегрузочную способность по ГОСТ 14209 -97. Нормы максимально допустимых систематических и аварийных перегрузок трансформаторов. h, ч М и Д К 2 доп при значениях К 1=0, 25 1 0, 25 0, 4 0, 5 0, 6 0, 7 ДЦ* К 2 доп при значениях К 1=0, 25 1 0, 8 0, 9 1 0, 25 0, 4 Аварийных охл=-20 0 С 0, 5 2 2 2 2 2 1, 9 2 2 2 2 2 1, 7 4 1, 9 1, 8 1, 8 1, 6 6 1, 7 1, 7 1, 6 8 1, 7 1, 7 1, 6 12 1, 6 1, 6 1, 5 24 1, 6 1, 6 1, 5 Аварийных охл=-10 0 С 0, 5 2 2 2 2 1, 9 1 2 2 2 2 1, 8 2 2 2 2 1, 9 1, 7 4 1, 8 1, 8 1, 7 1, 6 6 1, 7 1, 6 1, 5 8 1, 6 1, 6 1, 5 12 1, 6 1, 5 1, 5 24 1, 5 1, 5 1, 5 0, 6 0, 7 0, 8 0, 9 1 2 1, 9 1, 7 1, 6 1, 6 1, 5 2 1, 8 1, 7 1, 6 1, 6 1, 6 1, 5 1, 5 1, 9 1, 8 1, 7 1, 6 1, 5 1, 9 1, 8 1, 7 1, 6 1, 5 1, 5 1, 9 1, 8 1, 6 1, 5 1, 5 1, 5 1, 5 1, 5 1, 8 1, 7 1, 6 1, 5 1, 5
1 Предварительный расчет электрической сети. 1. 8 Проверка трансформаторов на перегрузочную способность по ГОСТ 14209 -97. Нормы максимально допустимых систематических и аварийных перегрузок трансформаторов. Аварийных охл=0 0 С 0, 5 2 2 2 2 1, 9 1 2 2 2 2 1, 8 1, 7 2 2 1, 9 1, 8 1, 6 4 1, 7 1, 7 1, 6 1, 5 6 1, 6 1, 5 1, 5 8 1, 5 1, 5 1, 5 12 1, 5 1, 5 1, 5 24 1, 5 1, 5 1, 5 Аварийных охл= 10 0 С 0, 5 2 2 2 2 1, 8 1 2 2 2 2 1, 9 1, 7 2 1, 9 1, 8 1, 7 1, 6 1, 5 4 1, 6 1, 6 1, 5 1, 4 6 1, 5 1, 5 1, 4 8 1, 4 1, 4 1, 4 12 1, 4 1, 4 1, 4 24 1, 4 1, 4 1, 4 Аварийных охл= 20 0 С 0, 5 2 2 2 2 1, 7 1 2 2 2 1, 8 1, 6 2 1, 8 1, 7 1, 6 1, 5 4 1, 5 1, 5 1, 4 1, 4 6 1, 4 1, 4 1, 3 1, 4 8 1, 3 1, 3 1, 4 12 1, 3 1, 3 1, 4 24 1, 3 1, 3 1, 4 1, 8 1, 7 1, 6 1, 5 1, 5 1, 5 1, 5 1, 5 1, 7 1, 6 1, 5 1, 5 1, 5 1, 8 1, 7 1, 5 1, 4 1, 4 1, 8 1, 6 1, 5 1, 4 1, 4 1, 4 1, 4 1, 4 1, 7 1, 6 1, 5 1, 4 1, 4 1, 4 1, 7 1, 6 1, 5 1, 4 1, 4 1, 4 1, 4 1, 4 1, 4 1, 6 1, 5 1, 4 1, 4
1 Предварительный расчет электрической сети. 1. 8 Проверка трансформаторов на перегрузочную способность по ГОСТ 14209 -97. Нормы максимально допустимых систематических и аварийных перегрузок трансформаторов. Аварийных охл=30 0 С 0, 5 2 2 2 2 1, 9 1, 7 1 2 2 1, 9 1, 8 1, 7 1, 5 2 1, 8 1, 7 1, 6 1, 5 1, 4 4 1, 4 1, 3 1, 3 6 1, 3 1, 3 1, 2 1, 3 8 1, 2 1, 2 1, 3 12 1, 2 1, 2 1, 3 24 1, 2 1, 2 1, 3 Аварийных охл=0 0 С 0, 5 2 2 2 1, 9 1, 7 1, 6 1 2 1, 9 1, 8 1, 7 1, 6 1, 4 1, 5 2 1, 6 1, 5 1, 4 1, 3 1, 4 4 1, 3 1, 2 1, 3 6 1, 2 1, 2 1, 1 1, 2 8 1, 2 1, 1 1, 1 1, 2 12 1, 1 1, 1 1, 2 24 1, 1 1, 1 1, 2 1, 6 1, 5 1, 4 1, 3 1, 3 1, 3 1, 3 1, 3 1, 5 1, 4 1, 3 1, 3 1, 3 1, 5 1, 4 1, 3 1, 3 1, 6 1, 5 1, 4 1, 3 1, 2 1, 2 1, 2 1, 2 1, 5 1, 4 1, 3 1, 3 1, 2 1, 2 1, 4 1, 3 1, 2 1, 2 Примечание: 1. Знак + означает, что при данном режиме нагрузки расчётное значение К 2 доп >2, при этом по согласованию с изготовителем трансформатора допускаются его любые значения в интервале 1, 5<К 2 доп <2.
1 Предварительный расчет электрической сети. 1. 8 Проверка трансформаторов на перегрузочную способность по ГОСТ 14209 -97. Допустимые аварийные перегрузки (в долях номинального тока ) трансформаторов классов напряжения до 110 к. В включительно без учёта начальной ( предшествующей ) нагрузки. Продолжительность перегрузи в течении суток , ч. 0, 5 1 2 4 6 8 12 24 Температура охлаждающего воздуха во время перегрузки -20 0 С -10 0 С 20 0 С 30 0 С и ниже М, ДЦ М, Д Д Ц Д Ц Д Ц 2 2 2 1, 8 1, 7 1, 6 1, 9 1, 8 1, 7 1, 6 1, 5 2 2 1, 9 1, 7 1, 6 1, 5 1, 8 1, 7 1, 6 1, 5 1, 5 2 2 1, 8 1, 6 1, 5 1, 7 1, 6 1, 5 1, 5 2 1, 9 1, 7 1, 5 1, 4 1, 6 1, 5 1, 4 1, 4 2 1, 8 1, 6 1, 4 1, 3 1, 5 1, 4 1, 4 1, 9 1, 7 1, 4 1, 3 1, 2 1, 5 1, 4 1, 3 1, 3 40 0 С М, Д Д Ц 1, 7 1, 4 1, 3 1, 2 1, 1 1, 4 1, 3 1, 2 1, 2
1 Предварительный расчет электрической сети. 1. 8 Проверка трансформаторов на перегрузочную способность по ГОСТ 14209 -97. Допустимые аварийные перегрузки (в долях номинального тока ) трансформаторов классов напряжения до 110 к. В включительно без учёта начальной ( предшествующей ) нагрузки. Для подстанции 1 при К 1 =0, 71, tп = 6 ч, Θ=-19, 1ºС и системы охлаждения трансформатора Д по таблицам систематических перегрузок находим величину допустимого коэффициент систематической перегрузки К 2 доп = 1, 53 Проверку осуществляем по выражению К 2 ≤ К 2 доп. Если это условие не выполняется, то увеличивают мощность трансформатора на одну ступень и повторяют расчет. Проверяем трансформаторы на аварийную перегрузку. Проверку осуществляем только для 2 -х трансформаторных подстанций при отключении одного из тран Определяем коэффициент Расчет выполняем для первой подстанции (П/С 1)
1 Предварительный расчет электрической сети. 1. 8 Проверка трансформаторов на перегрузочную способность по ГОСТ 14209 -97. Если Кнтав*≥ 1 то трансформатор не испытывает аварийных перегрузок. В противном случае на суточный зимний график нагрузки наносим линию параллельную оси абсцисс с ординатой равной величине Кнт ав*, рисунок По пересечению графика нагрузок и линии Кнт ав* определяем время аварийной перегрузки tп ав. Определяем коэффициент начальной загрузки в аварийном режиме К 1 ав= суммирование ведется по тем ступеням графика, которые не относятся к зоне аварийной перегрузке.
1 Предварительный расчет электрической сети. 1. 8 Проверка трансформаторов на перегрузочную способность по ГОСТ 14209 -97. Определяем коэффициент аварийной перегрузки по графику суммирование ведется по тем ступеням графика, которые относятся к зоне аварийной перегрузки Для первой подстанции К 1 ав(пс1) 0, 83; По таблицам ГОСТ аварийных перегрузок, в зависимости от К 1 ав, tпав, эквивалентной температуры охлаждающей среды Θ и системы охлаждения трансформатора, находим допустимый коэффициент перегрузки К 2 доп ав. Для подстанции 1 при К 1 ав =0, 83, tпав = 18 ч, Θ=-19, 1ºС и системы охлаждения трансформатора Д по таблицам аварийных перегрузок находим величину допустимого коэффициент аварийной перегрузки К 2 допав = 1, 6 Проверку осуществляем по выражению К 2 ав ≤ К 2 допав.
1 Предварительный расчет электрической сети. 1. 8 Проверка трансформаторов на перегрузочную способность по ГОСТ 14209 -97. Для первой подстанции К 2 ав = 1, 43≤ К 2 доп = 1, 6, следовательно выбранный трансформатор удовлетворяет условию проверки на аварийную перегрузку. Если условие К 2 ав ≤ К 2 допав. трансформатора в аварийном режиме не выполняется, то определяют допустимую мощность Sдоп=К 2 допав* Sнт Определяют необходимую мощность отключения нагрузки Sоткл = Sм - Sдоп Проверяют Где удельный вес потребителей 3 -ей категории в общей нагрузке подстанции. Если условие выполняется, то за счет отключения потребителей 3 -ей категории в послеаварийном режиме трансформатор сможет нести оставшуюся нагрузку. Если условие не выполняется, то следует увеличить мощность трансформатора и повторить проверку на аварийную перегрузку.
1 Предварительный расчет электрической сети. 1. 8 Проверка трансформаторов на перегрузочную способность по ГОСТ 14209 -97. После проверки номинальные данные трансформаторов класса 110 к. В сводим в таблицу № Тип SН, UВН, UНН, PХХ, PКЗ, UКЗ, П/С т-ра МВА КВ КВ КВт 1 ТДН-10 10 115 10, 5 14 60 10, 5 2 ТДН-16 16 115 10, 5 21 85 10, 5 3 ТДН-10 10 115 10, 5 14 60 10, 5 4 ТДН-10 10 115 10, 5 14 60 10, 5 5 ТДН-10 10 115 10, 5 14 60 10, 5 Аналогичную проверку выполняют для трансформаторов класса 150 к. В. IXX, 0, 9 0, 85 0, 9 Таблицы ГОСТ приведены для проверки трансформаторов классов напряжения до 110 к. В включительно. При проверке трансформаторов класса 150 к. В и выше следует скорректировать величину Θ, увеличив ее на +20ºС. То есть в нашем случае при проверке трансформаторов класса 150 к. В величину Θ следует принять равной -19, 1+20 = 0, 9 ºС
1 Предварительный расчет электрической сети. 1. 9 Формирование схем электрических соединений вариантов сети. При выборе рационального варианта построения сети особое внимание уделяют главным схемам электрических соединений понижающих подстанций. Главная схема электрических соединений определяет основные качества электрической части станций и подстанций: надежность, экономичность, ремонтопригодность, безопасность обслуживания, удобство эксплуатации, удобство размещения электрооборудования, возможность дальнейшего расширения и т. д. Для подстанций с двумя напряжениями существуют типовые схемы, которые в зависимости от применяемых коммутационных аппаратов на стороне ВН можно разделить на две группы: 1) упрощенные схемы (на отделителях и короткозамыкателях) без выключателей или с сокращенным числом выключателей 2) схемы на выключателях В соответствии с нормами технологического проектирования подстанций для четвертого района по гололедообразованию запрещается использование упрощенных схем на отделителях и короткозамыкателях. Наиболее простыми схемами главных соединений подстанций являются блочные схемы. Они применяются в разомкнутых сетях (радиальных или магистральных) на тупиковых или на ответственных подстанциях, присоединенных к одной или двум параллельным линиям напряжением до 330 к. В включительно.
1 Предварительный расчет электрической сети. 1. 9 Формирование схем электрических соединений вариантов сети. Блочные схемы главных соединений подстанций QS QS QK QR T Q 1 T Q 2 Q Одно трансформаторная подстанция со схемой на стороне ВН - блок с отделителем Одно трансформаторная подстанция со схемой на стороне ВН - блок с выключателем
1 Предварительный расчет электрической сети. 1. 9 Формирование схем электрических соединений вариантов сети. Блочные схемы главных соединений подстанций QS 2 QS 1 QK 1 QR 1 T 1 QK 2 QS 1 QS 3 QS 4 QS 2 QR 2 QK 1 QR 1 QK 2 QR 2 T 2 T 1 T 2 Q 1 Q 3 Q 1 Q 2 1 c 2 c Двух трансформаторная подстанция со схемой на стороне ВН – два блока с отделителями Применяются при небольшой длине линийдо нескольких километров, поскольку при этом вероятность отключения линии вместе с трансформатором относительно мала. Q 3 1 с 2 с Двух трансформаторная подстанция со схемой на стороне ВН – два блока с отделителями и неавтоматической перемычкой между ними
1 Предварительный расчет электрической сети. 1. 9 Формирование схем электрических соединений вариантов сети. Блочные схемы главных соединений подстанций QS 1 QS 2 QS 3 QS 4 QS 1 QS 2 QS 5 QS 6 Q 1 Q 2 Q 1 Q 2 T 1 T 2 T 1 T 2 Q 3 Q 4 Q 5 Q 3 Q 4 Q 5 1 c 2 c Двух трансформаторная подстанция со схемой на стороне ВН – два блока с выключателями Применяются при небольшой длине линийдо нескольких километров, поскольку при этом вероятность отключения линии вместе с трансформатором относительно мала. Двух трансформаторная подстанция со схемой на стороне ВН – два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой между ними
1 Предварительный расчет электрической сети. 1. 9 Формирование схем электрических соединений вариантов сети. Схемы транзитных подстанций Применяются в сетях с двухсторонним питанием, кольцевых и сложно замкнутых QS 1 QS 2 QR 1 QR 2 QK 1 QK 2 Q 1 T 1 T 2 Упрощенная сема с минимальным количеством выключателей. Q 2 Q 3 Q 4 1 c 2 c Двух трансформаторная транзитная подстанция на отделителях – мостик с одним выключателем в перемычке
1 Предварительный расчет электрической сети. 1. 9 Формирование схем электрических соединений вариантов сети. Схемы транзитных подстанций Применяются в сетях с двухсторонним питанием, кольцевых и сложно замкнутых QS 1 QS 2 Q 1 Q 2 Q 3 QS 3 QS 4 QS 7 QS 5 QS 6 QS 8 T 1 T 2 Q 4 Q 5 Q 6 1 c 2 c Двух трансформаторная транзитная подстанция на выключателях
1 Предварительный расчет электрической сети. 1. 9 Формирование схем электрических соединений вариантов сети. Схемы транзитных подстанций Применяются в сетях с двухсторонним питанием, кольцевых и сложно замкнутых Q 1 Q 2 QS 1 QS 2 QS 3 QS 4 QS 5 QS 6 QS 7 QS 8 QR 1 QR 2 QK 1 QK 2 T 1 T 2 Q 3 Q 4 Q 5 1 c 2 c Двух трансформаторная транзитная подстанция на отделителях – мостик с двумя выключателями в перемычке Упрощенная сема с минимальным количеством выключателей. Применяется в качестве узловых подстанций при трех питающих линиях в сложно замкнутых сетях
1 Предварительный расчет электрической сети. 1. 9 Формирование схем электрических соединений вариантов сети. Схемы транзитных подстанций Применяются в сетях с двухсторонним питанием, кольцевых и сложно замкнутых QS 1 QS 2 QS 3 Q 1 Q 2 Q 3 Q 4 Q 5 QS 4 QS 5 QS 6 QS 7 QS 8 QS 9 QS 10 T 1 T 2 Q 6 Q 7 Q 8 1 c 2 c Двух трансформаторная узловая транзитная подстанция на выключателях – мостик с двумя выключателями в перемычке Применяется в качестве узловых подстанций при трех питающих линиях в сложно замкнутых сетях
1 Предварительный расчет электрической сети. 1. 9 Формирование схем электрических соединений вариантов сети. Если на подстанции установлены трансформаторы с расщепленной обмоткой (трансформаторы с номинальной мощностью 25 МВА и более) то схемы соединений на стороне НН имеют вид T Q 1 Q 2 1 c 2 c Схем соединений на стороне НН одно трансформаторной подстанции с трансформатором с расщепленной обмоткой T 1 T 2 Q 1 Q 2 Q 3 Q 4 Q 5 1 c 3 c 2 c 4 c Схем соединений на стороне НН двух трансформаторной подстанции с трансформаторами с расщепленной обмоткой
1 Предварительный расчет электрической сети. 1. 9 Формирование схем электрических соединений вариантов сети. QS 1 Q 1 QS 3 ЛЭП QS 2 QS 4 QS 5 Q 2 Линия (ЛЭП) подключена к шинам через линейный разъединитель QS 3, линейный выключатель Q 3 и два шинных разъединителя QS 1 и QS 2, один из которых находится во включенном и другой в отключенном состоянии. Схема рабочих шин РЭС с подключением к ним линии электропередачи. Шины РЭС секционированы выключателем Q 2.
1 Предварительный расчет электрической сети. 1. 9 Формирование схем электрических соединений вариантов сети. Схемы электрических сетей Радиальный вариант сети
1 Предварительный расчет электрической сети. 1. 9 Формирование схем электрических соединений вариантов сети. Схемы электрических сетей Радиально-магистральный вариант сети
1 Предварительный расчет электрической сети. 1. 9 Формирование схем электрических соединений вариантов сети. Схемы электрических сетей Смешанный вариант сети
1 Предварительный расчет электрической сети. 1. 9 Формирование схем электрических соединений вариантов сети. Схемы электрических сетей Сложно-замкнутый вариант сети
2. Электрический расчет выбранного варианта сети. Электрический расчет сетей осуществляется на основе математических моделей сетей – схем замещения. 2. 1. Формирование схемы замещения сети и определение ее параметров 2. 2. Расчет зарядных мощностей ЛЭП 2. 3. Выбор режима нейтрали сети 2. 4. Определение расчетных нагрузок в режимах: максимальных нагрузок, минимальных нагрузок и послеаварийном режиме 2. 5. Расчет режимов сети 2. 6. Определение напряжения на стороне низшего напряжения подстанций и выбор регулировочных ответвлений трансформаторов 3. Проверочный расчет баланса активной и реактивной мощности в сети
2. Электрический расчет выбранного варианта сети. 2. 1. Формирование схемы замещения сети и определение ее параметров Схема замещения сети формируется из отдельных схем замещения элементов сети – линий и трансформаторов, объединенных в соответствии со схемой сети. Для воздушных сетей 110 к. В и более линии электропередачи представляются П- образной схемой замещения, а трансформаторы Г-образной схемой. На схемах замещения параллельные цепи (двухцепные ЛЭП и подстанции с двумя трансформаторами) представляются одной соответствующей схемой замещения, в параметрах которой учтены параллельные цепи.
2. Электрический расчет выбранного варианта сети. 2. 1. Формирование схемы замещения сети и определение ее параметров
2. Электрический расчет выбранного варианта сети. 2. 1. Формирование схемы замещения сети и определение ее параметров Схема замещения радиальномагистрального варианта сети
2. Электрический расчет выбранного варианта сети. 2. 1. Формирование схемы замещения сети и определение ее параметров 2. 2. 1 Расчет зарядных мощностей ЛЭП Зарядные мощности линий (участка i-j) в нормальном режиме QСij=UН 2 bij, где bij – емкостная проводимость участка сети (ЛЭП), найденная ранее Для разомкнутых сетей зарядные мощности двухцепных ЛЭП в послеаварийном режиме уменьшаются вдвое, так как в качестве послеаварийного режима для таких сетей рассматривается режим отключения одной цепи на всех двухцепных участках. Для кольцевых участков в качестве послеаварийных режимов рассматриваются режима поочередного отключения головных участков. Поэтому в послеаварийных режимах зарядную мощность этих участков следует принять равной нулю.
2. Электрический расчет выбранного варианта сети. 2. 1. Формирование схемы замещения сети и определение ее параметров Расчеты зарядных мощностей в нормальном и послеаварийном режимах для радиальномагистрального варианта сети сведены в таблицу Участок 0 -1 0 -2 0 -3 3 -4 0 -5 Итого: 1 Число цепей bij, мк. См 2 2 1 1 3 180, 6 232, 2 103, 2 141, 9 Норм. режим Qc ij, Мвар 4 2, 19 2, 81 1, 25 1, 72 10, 15 Послеав. режим Qc ij, Мвар 5 1, 09 1, 40 1, 25 1, 72
2. Электрический расчет выбранного варианта сети. 2. 2 Выбор режима нейтрали сети Сети с напряжением 110 к. В и выше относятся к сетям с большими токами замыкания на землю и в соответствии с ПУЭ эксплуатируются в режиме с глухозаземленной нейтралью. Сети 110 -150 к. В могут эксплуатироваться в режиме эффективно заземленной нейтрали, когда в электрически связанной сети часть нейтралей обмоток силовых трансформаторов подключенных к этой сети разземляется по условию снижения токов однофазного замыкания на землю.
2. Электрический расчет выбранного варианта сети. 2. 4 Определение расчетных нагрузок в режимах: максимальных нагрузок, минимальных нагрузок и послеаварийном режиме Расчетные нагрузки подстанций используют для упрощения расчетов режимов электрических сетей содержащих трансформаторы. Расчетная нагрузка включает помимо самой нагрузки подстанции потери в меди и в стали трансформаторов подстанции, а так же половину зарядных мощностей линий соединенных с данной подстанцией. Расчетная нагрузка i-подстанции будет определяться следующим образом: Sрi = Pрi + j. Qрi; Ррi=Рi +ΔPпi+ ΔPхх пi; Qрi= Qi+ Qпi + Qхх пi - Qci, где P i – активная нагрузка i-ой подстанции; ΔPпi, ΔPхх пi – активные потери в меди и стали трансформаторов i- ой подстанции; Qпi – потери реактивной мощности в меди трансформаторов i-ой подстанции; Qхх пi - потери реактивной мощности в стали (холостого хода) трансформаторов i-ой подстанции; Qci – половина суммы зарядных мощностей линий соединенных с данной подстанцией
2. Электрический расчет выбранного варианта сети. Qпi = где Uкi% - напряжение короткого замыкания трансформатора; n – количество трансформаторов установленных на подстанции. где Iхх i % - ток холостого хода трансформатора в процентах от номинального тока i-той подстанции; Qci= где Qcij – зарядные мощности линий, примыкающие к рассматриваемой подстанции. В режиме минимальных нагрузок значения Рi Qi определяются в соответствии с суточными графиками нагрузок. Так для рассматриваемого примера значение минимальной ступени в относительных единицах составляет 0, 3. Поэтому в этом режиме Р 1 = 20*0, 3=6 МВт, Q = 5, 29*0, 3 = 1, 59 Мвар,
2. Электрический расчет выбранного варианта сети. Расчетные нагрузки (нормальный режим максимальных нагрузок) № п/с 1 1 2 3 4 5 Итого Всего Рi , Мвт 2 20 25 15 11 8 Q i, Мвар 3 5, 29 6, 61 3, 97 2, 91 2, 12 Qci, Pхх пi, Pпi, квар к. Вт 4 5 6 1, 09 0, 03 0, 13 1, 09 0, 04 0, 11 2, 03 0, 07 0, 62 0, 01 0, 08 0, 86 0, 11 0, 39 0, 22 0, 78 1, 00 Qххпi, Qпi, квар 7 8 0, 18 2, 25 0, 27 2, 19 0, 18 1, 26 0, 09 1, 36 0, 72 7, 06 1, 44 14, 13 15, 57 Ppi, Qpi, Spi, Мвт Мвар МВА 9 10 11 20, 16 6, 62 21, 22 25, 15 7, 98 26, 39 15, 10 3, 38 15, 47 11, 09 3, 73 11, 70 8, 06 2, 07 8, 32
2. Электрический расчет выбранного варианта сети. Расчетные нагрузки в послеаварийном режиме определяются для нагрузок максимального режима. Поэтому в этом режиме по сравнению с нормальным режимом максимальных нагрузок изменятся лишь величины Qci. Для их расчета используются данные графы 5 таблицы зарядных мощностей. Расчетные нагрузки (нормальный режим минимальных нагрузок) № п/с 1 1 2 3 4 5 Рi , Мвт 2 6 7, 5 4, 5 3, 3 2, 4 Q i, Мвар 3 1, 59 1, 98 1, 19 0, 87 0, 63 Qci, Pхх пi, квар к. Вт 4 5 1, 09 0, 03 1, 09 0, 04 2, 03 0, 62 0, 01 0, 86 0, 01 Pпi, к. Вт 6 0, 01 0, 00 Qххпi, квар 7 0, 18 0, 27 0, 18 0, 09 Qпi, квар 8 0, 20 0, 11 0, 12 0, 06 Ppi, Мвт 9 6, 04 7, 55 4, 53 3, 32 2, 42 Qpi, Мвар 10 0, 88 1, 36 -0, 55 0, 46 -0, 07 Spi, МВА 11 6, 10 7, 67 4, 57 3, 35 2, 42 Расчетные нагрузки (послеаварийный режим) № п/с 1 1 2 3 4 5 Рi , Мвт 2 20 25 15 11 8 Q i, Мвар 3 5, 29 6, 61 3, 97 2, 91 2, 12 Qci, Pхх пi, квар к. Вт 4 5 0, 55 0, 03 0, 55 0, 04 1, 33 0, 03 0, 62 0, 01 0, 86 0, 01 Pпi, к. Вт 6 0, 13 0, 11 0, 07 0, 08 0, 04 Qххпi, квар 7 0, 18 0, 27 0, 18 0, 09 Qпi, квар 8 2, 25 2, 19 1, 26 1, 36 0, 72 Ppi, Qpi, Spi, Мвт Мвар МВА 9 10 11 20, 16 7, 17 21, 39 25, 15 8, 53 26, 56 15, 10 4, 08 15, 64 11, 09 3, 73 11, 70 8, 06 2, 07 8, 32
2. Электрический расчет выбранного варианта сети. Расчетная схема сети
2. Электрический расчет выбранного варианта сети. 2. 5 Расчет режимов сети Задача расчета установившихся режимов электрической сети (нормального для максимальных и минимальных нагрузок и послеаварийного) состоит в определении параметров режима данной сети (напряжений в узлах, потоков мощности в ветвях схемы, потерь активной и реактивной мощностей). Основными исходными данными при расчете режима сети являются: расчетная схема сети и параметры схем замещения ее элементов и расчетные нагрузки узлов в соответствующих режимах. Расчет режимов радиальных и магистральных участков сети производиться методом последовательных приближений в два этапа. На первом этапе определяются мощности в конце и в начале каждого участка путем последовательного перехода от участка к участку в направлении от конца сети к ее началу с учетом потерь мощности, которые вычисляются из условия, что напряжения во всех узлах равны номинальному напряжению сети. На втором этапе расчета по найденным потокам мощности в начале каждой ветви определяются потери напряжения в этих ветвях и напряжения в конце каждой ветви при последовательном переходе от узла к узлу в направлении от питающего пункта до конце участка сети. При расчете сетей с номинальным напряжением 150 к. В и ниже можно не учитывать влияние поперечной составляющей падения напряжения. То есть принимать за величину потери напряжения на участке значение продольной составляющей падения напряжения.
2. Электрический расчет выбранного варианта сети. № Рi , Qi, Qci, Pхх пi, Pпi, п/с Мвт Мвар к. Вт 1 2 3 4 5 6 Расчетная схема участка приведена на рисунке 1 20 5, 29 1, 09 0, 03 0, 13 2 25 6, 61 1, 09 0, 04 0, 11 3 15 3, 97 2, 03 0, 07 4 11 2, 91 0, 62 0, 01 0, 08 5 8 2, 12 0, 86 0, 11 0, 39 Итого 0, 22 0, 78 Всего 1, 00 2. 5 Расчет режимов сети Qххпi, Qпi, квар 7 8 0, 18 2, 25 0, 27 2, 19 0, 18 1, 26 0, 09 1, 36 0, 72 7, 06 1, 44 14, 13 15, 57 Нормальный режим максимальных нагрузок. 1 -й этап Принимаем U 1 = Uн = 110 к. В Мощность в конце участка 0 -1 Потери мощности на участке 0 -1 Ppi, Qpi, Spi, Мвт Мвар МВА 9 10 11 20, 16 6, 62 21, 22 25, 15 7, 98 26, 39 15, 10 3, 38 15, 47 11, 09 3, 73 11, 70 8, 06 2, 07 8, 32
2. Электрический расчет выбранного варианта сети. № Рi , Qi, Qci, Pхх пi, Pпi, п/с Мвт Мвар к. Вт 1 2 3 4 5 6 Расчетная схема участка приведена на рисунке 1 20 5, 29 1, 09 0, 03 0, 13 2 25 6, 61 1, 09 0, 04 0, 11 3 15 3, 97 2, 03 0, 07 4 11 2, 91 0, 62 0, 01 0, 08 5 8 2, 12 0, 86 0, 11 0, 39 Итого 0, 22 0, 78 Всего 1, 00 2. 5 Расчет режимов сети Qххпi, Qпi, квар 7 8 0, 18 2, 25 0, 27 2, 19 0, 18 1, 26 0, 09 1, 36 0, 72 7, 06 1, 44 14, 13 15, 57 Ppi, Qpi, Spi, Мвт Мвар МВА 9 10 11 20, 16 6, 62 21, 22 25, 15 7, 98 26, 39 15, 10 3, 38 15, 47 11, 09 3, 73 11, 70 8, 06 2, 07 8, 32 Нормальный режим максимальных нагрузок. Мощность в начале участка 0 -1 2 -ой этап Определим напряжение в узле 1 через продольную и поперечную составляющие падения напряжения продольная и поперечная составляющие падения напряжения на участке 0 -1.
2. Электрический расчет выбранного варианта сети. № Рi , Qi, Qci, Pхх пi, Pпi, п/с Мвт Мвар к. Вт 1 2 3 4 5 6 Расчетная схема участка приведена на рисунке 1 20 5, 29 1, 09 0, 03 0, 13 2 25 6, 61 1, 09 0, 04 0, 11 3 15 3, 97 2, 03 0, 07 4 11 2, 91 0, 62 0, 01 0, 08 5 8 2, 12 0, 86 0, 11 0, 39 Итого 0, 22 0, 78 Всего 1, 00 2. 5 Расчет режимов сети Qххпi, Qпi, квар 7 8 0, 18 2, 25 0, 27 2, 19 0, 18 1, 26 0, 09 1, 36 0, 72 7, 06 1, 44 14, 13 15, 57 Ppi, Qpi, Spi, Мвт Мвар МВА 9 10 11 20, 16 6, 62 21, 22 25, 15 7, 98 26, 39 15, 10 3, 38 15, 47 11, 09 3, 73 11, 70 8, 06 2, 07 8, 32 Нормальный режим максимальных нагрузок. Напряжение на шинах РЭС при наибольших нагрузках и в послеаварийном режимах принять равным 1, 1 Uн, а в режиме минимальных нагрузок 1, 05 Uн. U 0=1. 1*Uн = 1, 1*110=121 к. В.
2. Электрический расчет выбранного варианта сети. № Рi , Qi, Qci, Pхх пi, Pпi, п/с Мвт Мвар к. Вт 1 2 3 4 5 6 Расчетная схема участка приведена на рисунке 1 20 5, 29 1, 09 0, 03 0, 13 2 25 6, 61 1, 09 0, 04 0, 11 3 15 3, 97 2, 03 0, 07 4 11 2, 91 0, 62 0, 01 0, 08 5 8 2, 12 0, 86 0, 11 0, 39 Итого 0, 22 0, 78 Всего 1, 00 2. 5 Расчет режимов сети Qххпi, Qпi, квар 7 8 0, 18 2, 25 0, 27 2, 19 0, 18 1, 26 0, 09 1, 36 0, 72 7, 06 1, 44 14, 13 15, 57 Ppi, Qpi, Spi, Мвт Мвар МВА 9 10 11 20, 16 6, 62 21, 22 25, 15 7, 98 26, 39 15, 10 3, 38 15, 47 11, 09 3, 73 11, 70 8, 06 2, 07 8, 32 Нормальный режим максимальных нагрузок. Модуль напряжения в узле 1 В сетях 150 к. В и ниже поперечной составляющей падения напряжения можно пренебречь. Если в рассматриваемом примере учесть только продольную составляющую падения напряжения, то модуль напряжения в первом узле будет U 1 = 121 -1, 68=119, 32 к. В Уточняем потери мощности
2. Электрический расчет выбранного варианта сети. № Рi , Qi, Qci, Pхх пi, Pпi, п/с Мвт Мвар к. Вт 1 2 3 4 5 6 Расчетная схема участка приведена на рисунке 1 20 5, 29 1, 09 0, 03 0, 13 2 25 6, 61 1, 09 0, 04 0, 11 3 15 3, 97 2, 03 0, 07 4 11 2, 91 0, 62 0, 01 0, 08 5 8 2, 12 0, 86 0, 11 0, 39 Итого 0, 22 0, 78 Всего 1, 00 2. 5 Расчет режимов сети Qххпi, Qпi, квар 7 8 0, 18 2, 25 0, 27 2, 19 0, 18 1, 26 0, 09 1, 36 0, 72 7, 06 1, 44 14, 13 15, 57 Ppi, Qpi, Spi, Мвт Мвар МВА 9 10 11 20, 16 6, 62 21, 22 25, 15 7, 98 26, 39 15, 10 3, 38 15, 47 11, 09 3, 73 11, 70 8, 06 2, 07 8, 32 Расчеты для режима минимальных нагрузок и послеаварийного режима аналогичны. Расчетные величины напряжений на стороне ВН подстанций № п/с Uвн, к. В в режимах: Макс. Мин. нагрузок ПАР 1 119, 32 115, 05 117, 50 2 118, 42 114, 92 115, 68 3 118, 25 114, 77 115, 18 4 116, 06 114, 21 112, 93 5 119, 00 113, 66 Расчетные потери мощности в ЛЭП Участок 0 -1 0 -2 0 -3 3 -4 0 -5 Итого: ΔP, МВт Макс Мин 0, 25 0, 02 0, 53 0, 03 0, 53 0, 05 0, 10 0, 01 0, 12 0, 11 1, 53 0, 22 ПАР 0, 52 1, 13 0, 22 2, 99 Макс 0, 26 0, 56 0, 11 0, 12 1, 61 ΔQ, Мвар Мин 0, 02 0, 04 0, 05 0, 01 0, 11 0, 23 ПАР 0, 54 1, 17 1, 19 0, 23 3, 13
2. Электрический расчет выбранного варианта сети. 2. 6 Определение напряжения на стороне низшего напряжения подстанций и выбор регулировочных ответвлений трансформаторов Напряжение на шинах низшего напряжения i-ой подстанции приведенное к стороне ВН определяется из следующего выражения: соответственно продольная и поперечная составляющие падения напряжения в продольной ветви схемы замещения i-ой подстанции. Для сетей с номинальным напряжением 150 к. В и ниже можно пренебречь величиной поперечной составляющей падения напряжения. Тогда мощность в начале продольной ветви схемы замещения i-ой подстанции, которую можно определить двояко: Rтi и Xтi соответственно активное и индуктивное сопротивления продольной ветви схемы замещения i- ой подстанции:
2. Электрический расчет выбранного варианта сети. 2. 6 Определение напряжения на стороне низшего напряжения подстанций и выбор регулировочных ответвлений трансформаторов Uнт – номинальное напряжение трансформатора на стороне ВН. В курсовом проекте необходимо выбрать регулировочные ответвления трансформаторов с РПН на всех подстанции в режимах максимальных и минимальных нагрузок и наиболее тяжелом послеаварийном режиме. Регулировочные отпайки выбираются исходя из желаемых напряжений на стороне НН подстанций. Применительно к районным подстанциям в соответствии с принципом встречного регулирования устройства регулирования напряжения должны обеспечивать поддержание напряжения на шинах напряжением 6 -20 к. В подстанций, к которым присоединены распределительные сети, в пределах не ниже 105% номинального в период наибольших нагрузок и не выше 100% номинального в период наименьших нагрузок этих сетей. В аварийных режимах допускается дополнительное снижение напряжения на 5%.
2. Электрический расчет выбранного варианта сети. 2. 6 Определение напряжения на стороне низшего напряжения подстанций и выбор регулировочных ответвлений трансформаторов в качестве желаемых напряжений на стороне НН подстанций можно задать: Uж нн = 1, 05 Uн – для режима максимальных нагрузок Uн для режима минимальных нагрузок 1, 05 Uн – для послеаварийного режима, с допустимостью снижения напряжения до уровня 0, 95 Uн Желаемое регулировочное ответвление трансформатора на i- ой подстанции где Uннт i и Uвнт i - соответственно номинальное напряжение на стороне НН и ВН трансформаторов i- ой подстанции; - величина ступени регулирования трансформатора в процентах от номинального напряжения. Значение действительного ответвления должно лежать в диапазоне соответственно минимальное и максимальное ответвление трансформатора.
2. Электрический расчет выбранного варианта сети. 2. 6 Определение напряжения на стороне низшего напряжения подстанций и выбор регулировочных ответвлений трансформаторов Если условие не выполняется, то значение фиксируется на границе нарушенного ограничения. Действительное напряжение на стороне НН i - ой подстанции Выбор регулировочных ответвлений для режима максимальных нагрузок № п/с 1 2 3 4 5 U, к. В 119, 32 118, 42 118, 25 116, 06 119, 00 Rт, Ом 3, 97 2, 20 3, 97 7, 94 Хт, Ом Рт, Мвт 69, 43 20, 13 43, 39 25, 11 69, 43 15, 07 138, 86 11, 08 138, 86 8, 04 Qт, Мвар 7, 53 8, 80 5, 23 4, 27 2, 83 ΔUт, к. В 5, 05 3, 69 3, 58 5, 86 3, 84 к. В 114, 27 114, 73 114, 67 110, 19 115, 15 mж, 2, 11 1, 67 1, 59 0, 52 1, 95 mд, 2 1 1 0 1 Uднн, к. В 10, 52 10, 61 10, 60 10, 67
2. Электрический расчет выбранного варианта сети. 2. 6 Определение напряжения на стороне низшего напряжения подстанций и выбор регулировочных ответвлений трансформаторов Выбор регулировочных ответвлений для режима минимальных нагрузок № п/с 1 2 3 4 5 U, к. В 115, 05 114, 92 114, 77 114, 21 113, 66 Rт, Ом 3, 97 2, 20 3, 97 7, 94 Хт, Ом 69, 43 43, 39 69, 43 138, 86 Рт, Мвт 6, 01 7, 51 4, 51 3, 31 2, 40 Qт, Мвар 1, 79 2, 18 1, 30 0, 99 0, 70 ΔUт, к. В 1, 29 0, 97 0, 94 1, 44 1, 02 к. В 113, 77 113, 96 113, 82 112, 77 112, 64 mж, 2, 18 2, 27 2, 21 1, 66 1, 60 mд, 2 2 2 1 1 Uднн, к. В 10, 03 10, 05 10, 04 10, 12 10, 10 Выбор регулировочных ответвлений для послеаварийного режима № п/с 1 2 3 4 U, к. В 117, 50 115, 68 115, 18 112, 93 Rт, Ом 7, 94 4, 39 7, 94 Хт, Ом Рт, Мвт 138, 86 20, 13 86, 79 25, 11 138, 86 15, 07 138, 86 11, 08 Qт, Мвар 7, 53 8, 80 5, 23 4, 27 ΔUт, к. В 5, 132 3, 779 3, 672 6, 026 к. В 112, 37 111, 90 111, 51 106, 91 mж, -3, 79 -3, 36 -3, 50 -3, 95 mд, -4 -4 Uднн, к. В 10, 54 10, 63 10, 60 10, 51 В послеаварийном режиме учитывается отключение одного из двух трансформаторов на двух трансформаторных подстанциях – 1, 2 и 3, что приводит к увеличению сопротивлений в схемах замещения подстанций. Для пятой одно трансформаторной подстанции, питающейся по одно цепной линии послеаварийный режим отсутствует.
3. Проверочный расчет баланса активной и реактивной мощности в сети Целью данного раздела является уточнение баланса активной и реактивной мощности в сети с учетом уточненных значений потерь активной и реактивной мощности найденных в разделе Баланс составляем для расчета максимальных нагрузок. Баланс активной мощности. Рг=Рпотр= Рнагр+Рсн+Рр+ Рсети, Рсети= ΔPΣл + ΔPΣт где ΔPΣл =1, 53 -суммарные потери в линиях; ΔPΣт=1, 00 МВт – суммарные потери в трансформаторах. Рсети=1, 53+1, 00=2, 53 МВт Рг=Рпотр=79+3, 95+7, 9+2, 53 = 93, 38 МВт ΔQΣл=1, 61 Мвар ΔQΣт=15, 57 Мвар
3. Проверочный расчет баланса активной и реактивной мощности в сети Баланс реактивных нагрузок. Qг= Qпотр= Qнагр+Qсн+Qр+ Qсети-Qку Qсети= ΔQΣл + ΔQΣт- DQc где ΔQΣл =1, 61 Мвар -суммарные потери в линиях; ΔQΣт=15, 57 Мвар – суммарные потери в трансформаторах; DQc = 10, 15 Мвар – суммарная зарядная мощность ЛЭП Qсети=1, 61+15, 57 -10, 15=7, 03 Мвар Qпотр= Qнагр+Qсн+Qр+ Qсети-Qку= =68+10, 4+7, 03 -47, 16=42, 43 Мвар Располагаемая реактивная мощность генераторов энергосистемы Qг=Рг*tgсист=93, 38*0, 48= 45, 23 Мвар;
3. Проверочный расчет баланса активной и реактивной мощности в сети Реактивная мощность небаланса Qнеб= Qпотр - Qг =42, 43 -45, 23 = -2, 79 Мвар. Таким образом, предварительно выбранное значение суммарной реактивной мощности компенсирующих устройств оказалось больше чем требуется, на величину 2, 79 Мвар. Можно уменьшить мощность компенсирующих устройств или повысить коэффициент мощности энергосистемы до величины Если в результате расчета окажется, что мощность небаланса имеет положительный знак, то это свидетельствует о необходимости дополнительной установки компенсирующих устройств.
Скачать презентацию Общая задача курсового проекта по дисциплине Электрические сети
курс ЕСС в 2003.ppt