close

Вход

Забыли?

вход по аккаунту

?

курсач (2)

код для вставкиСкачать
РЕФЕРАТ
Об'єкт дослідження - електрична мережа 35-220 кВ.
Мета роботи - розробка електричної мережі, яка б задовольняла основним техніко-економічним вимогам.
Методи дослідження - технічний та економічний аналіз.
До електричної мережі відносяться повітряні та кабельні лінії електропередачі, підстанції, розподільчі пункти. Основним призначенням мережі, що проектується, є забезпечення споживачів електроенергією. Мережа буде обладнана устаткуванням, яке відповідає сучасним техніко-економічним вимогам до яких відносять надійність, компактність, зручність обслуговування, належна безпека при експлуатації та ремонті.
Робота має досить велике значення для закріплення знань з дисципліни "Електричні системи та мережі".
МЕРЕЖА,ПІДСТАНЦІЯ,РІВЕНЬНАПРУГИ,ЯКІСТЬ
ЕЛЕКТРОЕНЕРГІЇ, СЕКЦІЯ, ВИМИКАЧ, ВЛАСНІ ПОТРЕБИ.
ЗМІСТ
Завдання на курсовой проект2Реферат4Вступ61 Коротка характеристика району та споживачів електроенергії72 Вибір схеми електричної мережі93 Приблизне визначення потоків потужності114 Вибір номінальних напруг елементів мережі155 Вибір перерізів проводів повітряних ліній166 Попереднє порівняння варіантів схем мережі207 Баланс реактивної потужності в мережі258 Вибір трансформаторів329 Техніко-економічне порівняння варіантів3610 Розрахунок основних режимів роботи електричної мережі4311 Регулювання напруги на підстанціях споживачів5312 Розробка головної схеми підстанції5613 Основні техніко-економічні показники мережі69Висновки71Перелік літератури72Додатки73ВСТУП
Електрична мережа, яку буде спроектовано в ході роботи, повинна задовільняти таким показникам як надійність електропостачання споживачів з врахуванням їх категорії за надійністю, якість електроенергії згідно норми встановленої ГОСТ та в додаток до цього бути економічною. При проектуванні потрібно обрати найбільш доцільні заходи по підвищенню пропускної спроможності ліній, регулюванню напруги на шинах 10 кВ знижувальних підстанцій.
При проектуванні потрібно враховувати можливість розвитку мережі, тому при однакових техніко-економічних показниках варіантів схеми мережі треба віддати перевагу мережі з більш високою номінальною напругою та найкращим охваченням території району.
Звичайно, що спроектована мережа повинна надійно працювати в умовах даної климатичної зони. Для цього можуть бути передбачені спеціальні заходи та додаткове устаткування.
1 КОРОТКА ХАРАКТЕРИСТИКА РАЙОНУ ТА СПОЖИВАЧІВ
ЕЛЕКТРОЕНЕРГІЇ
Херсонська область - область, розташована на півдні України.
Омивається Чорним морем на південному заході і Азовським - на південному сході. На півночі регіон межує з Дніпропетровською , на сході - з Запорізькою, на заході - з Миколаївською областями, на півдні - з Автономною Республікою Крим. Область розташована в степовій зоні, на нижній течії Дніпра. На території області протікає 19 річок , з них найбільші: Дніпро - 178 км, Інгулець - 180 км. На півдні Херсонщину омивають Чорне та Азовське моря, Сиваш ( Гниле море) і Каховське водосховище. Дніпро розділяє область на дві частини.
Клімат помірно-континентальний, посушливий. Середньорічні температури: літня +25,4 ° С, зимова -2,1 ° С. Максимальна літня температура +44 ° С, мінімальна зимова -31,5 0 С. Тривалість безморозного періоду 179 днів у році. Середньорічна кількість опадів становить від 320 мм до 400 мм. На півночі Херсонщини в основному мають місце південні чорноземи з лісовими грунтами. На півдні вони переходять в темно - каштанові і каштанові грунти, які розташовані разом з солонцями. Для узбережжя Чорного та Азовського морів характерні солонці.
Згідно ПУЕ в Херсонській області вага ожеледі становить 15 Н / м , її товща - 19 мм. Тиск вітру - 500 Па, при ожеледі - 300 Па. Тиск на проводи та троси діаметром 10 мм - 8 Н / м. Середньорічна температура повітря становить 8 ° С. Мінімальна температура коливається від -30 ° С до -32 ° С, а максимальна температура становить 40 0 С. Херсонська область знаходиться в районі інтенсивної пляски ПЛ .
Електроприймачі 1-ї категорії повинні забезпечуватися електроенергією від двох незалежних взаєморезервуючих джерел живлення і перерва їх електропостачання, від одного з джерел живлення, може бути допущена лише на час автоматичного відновлення живлення від другого. Для електроприймачів 2-ї категорії допустимі перерви електропостачання на час, потрібний для вмикання резервного живлення діями чергового персоналу або виїзної оперативної бригади. Допускається живлення електроприймачів 2-ї категорії однією ПЛ, якщо забезпечена можливість проведення аварійного ремонту цієї лінії за час не більше однієї доби. Електроприймачі 3-ї категорії можуть живитися від одного джерела живлення за умови, що перерви електропостачання, потрібні для ремонту або заміни пошкодженого елемента системи електропостачання, не перевищують однієї доби. Електроприймачі 1-ї категорії живляться не менш ніж двома лініями. Віддавати перевагу слід схемам, в яких лінії виконуються на окремих опорах (або кожна підстанція живиться двома ланцюгами, підвішеними на опорах різних дволанцюгових повітряних ліній).
2 ВИБІР СХЕМИ ЕЛЕКТРИЧНОЇ МЕРЕЖІ
Фактична довжина ліній ділякни електричної мережі
1Фг =1,1 • 1І •м(2.1)
де 1І - довжина ліній на окремій ділянці мережі, що визначена у масштабі; м - масштаб, дорівнює 15 км у одному сантиметрі.
1.1 - коефіцієнт, що враховує нерівності місцевості мережі.
Таблиця 2.1 - Попередні дані можливих варіантів схем
№ схемиДовжина схеми з урахуванням місцевості, кмСхема 1561Схема 2533Схема 3431Схема 4538Схема 5549Схема 6564 Схеми електричних мереж повинні з найменшими витратами забезпечувати необхідну надійність електропостачання, якість електроенергії у споживачів, зручність і безпеку експлуатації , можливість подальшого розвитку мережі та підключення нових споживачів.
Визначення попереднього потокорозподілу потужності в кожному з намічених варіантів виконується при допущеннях:
- в розрахунковому навантаженні кожної споживчої підстанції на стороні вищої напруги враховується лише навантаження на вторинній стороні трансформаторної підстанції, тобто допускається що в трансформаторах відсутні втрати потужності, не враховуються ємнісні потужності лінії;
- замкнуті мережі вважаються однорідними , що дає можливість визначити потокорозподіл на ділянках мережі за довжиною лінії (з урахуванням нелінійності траси).
Оскільки за критерієм загальної довжини повітряних ліній проходять схеми №2 та №3, то саме вони приймаються до подальшого розгляду
3ПРИБЛЮНЕ ВИЗНАЧЕННЯ ПОТОКІВ ПОТУЖНОСТІ
(3.1)
Розрахунок реактивної потужності мережі:
<2 = Р, •
2 = 26 • 1 = 26 Мвар
3 = 19- 0.85=16,15Мвар
4 = 13-0,9 = 11,7 Мвар
5 = 8 • 0,75 = 6 Мвар
Розрахунок розподілу активної та реактивної енергії за схемами: Розрахунок активної та реактивної потужності мережі, схема 2
Рисунок 3.1 - Схема електричної мережі
Розрахунок потужності схеми на ділянках мережі:
12З
Р13
Р12
Р23
РЗ+Р4
Р2+Р5
P - ( P2 + P5) ' (l23 + ll3) + ( P3 + P4 ) ' ll3 ^12 - 1.1.1
(2б + 8) • (128,7 + б7,б5) + (19 +13) • б7,б5 - 31 МВт
89,1 +128,7 + б7,б5-т
P - ( P3 + P4 ) • (l23 + ll2) + ( P2 + P54) • ll2 ■^13 -
ll2 + 123 + ll3
(19 +13) • (128,7 + 89,1) + (2б + 8) • 89,1ог
- 35 МВт
89,1 +128,7 + б7,б5
P23 - Pl2 - (P + P5) - 31 - (2б+8) - -3 МВт
P 13 P34 -^ -- - б,5 МВт 34 2 2
P25 - P5 - 8 МВт
Q12 -
28.б МВар
(2б + б) • (128,7 + б7,б5) + (1б.15 +11.7) • б7,б5
89,1 +128,7 + б7,б5
Q13 -
(1б.15 +11.7) • (128,7 + 89,1) + (2б + б) • 89,1 - 31 2 М
89,1 +128,7 + б7,б5-.
Q23 - Qu - (Q2 + Q5) - 2б.8- (2б + б) --7.2 МВар
0>25 = 05 = 6 МВар
Розрахунок активної та реактивної потужності мережі, схема 3:
Рисунок 3.2 - Схема електричної мережі
Розрахунок потужності схеми на ділянках мережі:
Р13
Р12
1
О
1243
уР24
/ \Р34
/ \
РЗ
Р2
Р4+Р5
Р2
Р2-(124+ 143+ Аэ) + (Р5+Р4 )-(143+113) +Р3- ^13
32.4 МВт
26 • (110,55 + 90,75 + 67,65) + (13 + 8) • (90,75 + 67,65) +19 • 67,65
P3•(l24+ 243+ ll2) + ( P5+P4) •(l24+ ll2 ) +P2•ll2
P3
ll2 + l24 + l43 + ll3
19 • (110,55 + 90,75 + 89,1) + (13 + 8) • (90,75 + 89,1) + 2б • 89,1 - 33 б МВт
89,1 +110,55 + 90,75 + б7,б5-. т
P24 - Pl2 - P2 - 32.4 - 2б - б.4 МВт
P34 - Pl3 - P3 - 33.б-19 - 14.б МВт
P45 = P5 = 8 МВт
Q -Q2•(l24+ 143+ll3) +(Q5+Q4)•(l43+ll3) +Q3•ll3
ll2 + l24 + l43 + ll3
2б • (110,55 + 90,75 + б7,б5) + (б +11.7) • (90,75 + б7,б5) + 1б.15 • б7,б5 - 30 4 МВ
89,1 +110,55 + 90,75 + б7,б5-,ар
Q -Q3•(124+ 143+ 112) + (Q3+Q4) •(124+112) +Q2•112
1 12 + 124 + 143 + 113
4 ВИБІР НОМІНАЛЬНИХ НАПРУГ ЕЛЕМЕНТІВ МЕРЕЖІ
Вибір номінальних напруг елементів електричної мережі є техніко - економічною задачею і повинен здійснюватись на основі розгляду можливих варіантів.
При довжині лінії до 250 км і потужністю до 60 МВт використовується формула Стілла:
и,-, = 4,34 .^йаГр(4.1)
де 7у - відстань між пунктами споживання, км Р - потужність в пункті , МВт
Напруга на дільницях схеми 2
и1-2 = 4.34 -V 89,1 +16 • 31 = 104,94 кВ " 220 кВ и1-3 = 4.3467,65+16 • 35 = 108,77 кВ " 220 кВ
и2-3 = 4.34128,7 +16 • 3 = 57,7 кВ " 220 кВ
и2-5 = 4.34 -V 66 +16 • 8 = 60,45 кВ " 110 кВ и4-3 = 4.34 -д/ 90,75 +16 • 6,5 = 60,57 кВ " 110 кВ
Напруга на дільницях схеми 3
и1-2 = 4.34^89,1 +16• 32,4 = 106,98 кВ " 220 кВ и1-3 = 4.34 -д/67,65 +16 • 33,6 = 106,76 кВ " 220 кВ и3-4 = 4.34 -д/90,75 +16 • 14,6 = 78,14 кВ " 220 кВ и2-4 = 4.34-V110,55 +16- 6,4 = 63,36 кВ " 220 кВ и4-5 = 4.34-V 72,6 +16 - 8 = 61,47 кВ " 110 кВ
5 ВИБІР ПЕРЕРІЗІВ ПРОВОДІВ ПОВІТРЯНИХ ЛІНІЙ
При виконанні курсового проекту площу перерізів проводів можно вибирати за економічною густиною струму проводів ]і . Рекомендовані ПУЕ значення економічної густини струму для алюмінієвих і сталеалюмінєвих
2
проводів при Тмах =4900 год /рік jl = 1, 1А/мм .
Площа перерізу, одержана в наслідок розрахунку, округляється до найближнього стандартного значення і перевіряється за нагрівом, за допустимим навантаженням струмом Ідоп (мін. перерізи проводів для ПЛ 110 кВ-АС-70/11, для ПЛ 220 кВ - АСО-240).
5.1 Площа перерізу проводів ліній електропередачі
(5.1)
(5.2)
де І -розрахунковий струм ліній в нормальному режимі максимального навантаження, А;
2
j - економічна густина струму - 1А/мм Б - розрахункова повна потужність однієї ланки лінії, МВА; и - номінальна напруга ліній, кВ;
5.2 Вибір перерізу проводів, схема 2 Вибір перерізу проводів на дільниці 1 -2
= 100,58 мм
У312 + 28,62 • 103 л/3 • 220 • 1,1
2
Обирається провід АСО перетином Е1_2 = 240 мм за довідником [2].
Вибір перерізу проводів на дільниці 1 -3
^л/352 + 31,22 • 1031102
Я, = -;== 112 мм
_л/3 • 220 • 1,1
2
Обирається провід АСО перетином і^_3 = 240 мм за довідником [2].
Вибір перерізу проводів на дільниці 2-3
^л/32 + 3,352 • 1031П02
К, = -;== 10,8 мм
2-3л/3 • 220 • 1,1
2
Обирається провід АСО перетином ^2_3 = 240 мм за довідником [2]
Вибір перерізу проводів на дільниці 2-5
гл/82 + 62 • 103АЧЧ 2
К_5 =-== 47,7 мм
2-5л/3 • 110 • 1,1
2
Обирається провід АС перетином ^2_5 = 70 мм за довідником [2]
Вибір перерізу проводів на дільниці 4-3
^л/6,52 + 5,852 • 1032
^4, = -== 41,7 мм
_ л/3 • 110 • 1,1
Обирається провід АС перетином і^_3 = 70 мм2 за довідником [2].
5.3 Вибір перерізу проводів, схема 3 Вибір перерізу проводів на дільниці 1 -2
^л/32,413 + 30,412 -104 1ПР 2
^1_2 = -=== 106 мм
_л/3 - 220 -1,1
2
Обирається провід АСО перетином ^_2 = 240 мм за довідником [2].
Вибір перерізу проводів на дільниці 1 -3
^л/33,62 + 29,42 -103 1ПРР2
ІЛ, =~;== 106,6 мм
_л/3 - 220 -1,1
2
Обирається провід АСО перетином Е1_3 = 240 мм за довідником [2].
д/6,42 + 4,42 -10 л/3 - 220-1,1
Вибір перерізу проводів на дільниці 2-4
2 , Л Л 21г\3
^2_4 = ---= 18,6 мм
Обирається провід АСО перетином ^2-4 = 240 мм2 за довідником [2]
Вибір перерізу проводів на дільниці 3-4
^ л/14,62 + 13,32 -1032
К4 = -== 47,1 мм
_ л/3 - 220 -1,1
Вибір перерізу проводів на дільниці 4-5
л/82 + 62 • 103
=47,7мм2
_43 • ііо • і,і
2
Обирається провід АС перетином Г4_5 = 70 мм за довідником [2].
Таблиця 5.1 - Розрахункові дані повітряних ліній
Ліні
яАином
, кВК-
ть,
шт1, км7-' 2
г, ммЯ0,Ом/
0 / кмХ 0,Ом/
0 кмЯ, ОмХ, Ом0>, кВа\Вартість
лінії,
млн.грнСхема 21-2220189,12400,1210,43510,838,85,619,41-3220167,652400,120,4058,127,44,177,12-32201128,72400,120,40515,452,18,5613,63-411090,75700,4280,44438,840,32,9611,62-5110166700,4280,44428,229,31,026,3Схема №31-2220189,12400,1210,43510,838,85,619,41-3220167,652400,1210,4358,229,44,177,12-42201110,52400,1210,43513,448,16,8211,73-4220190,752400,1210,43511,039,55,939,64-5110172,6700,4280,44431,132,21,126,9
6 ПОПЕРЕДНЄ ПОРІВНЯННЯ ВАРІАНТІВ СХЕМ МЕРЕЖІ
На основі попередніх розрахунків та міркувань з розглянутих варіантів схем вибирають дві найбільш придатні для подальшого порівняння за методом зведених витрат.
При попередніх розрахунках можна вважати, що задовільний рівень напруги на знижувальних підстанціях можна отримати, якщо в нормальному режимі мережі однієї напруги втрати не перевищують 15%, а в післяаварійних 25 %.
Нормальнийрежим,падіння напруги шукаємо до точки
потокорозподілу
ди = Р К°л 1л + Оп Х°л 1л(6 1)
и.
де Рл,Ол - активна та реактивна потужності, що передаються, однією ланкою мережі відповідно, МВт, Мвар;
1л - довжина лінії, км;
Кол , Хол - активний та реактивний опори лінії мережі, Ом/км
Для розрахунку після аварійного режиму:
У Р • Я • 1 + У О • X • 1
диПАР =------л у----(6.2)
6.1 Розрахунок падіння напруги в нормальному та після аварійному режимі роботи схеми 2:
НР для лінії 220 кВ:
. ттнр31 • 10,8 + 28,6• 38,8 ггл г,
DUн 1-2 _::-_ 6,64кВ
220
КТтНР35 • 8,1 + 31,2 • 27,4
DU 1-3 __ 5,55кВ
220
/.ТтНР3 • 15,4 + 3,4 • 52,1 пп
DU 2-3 __ 1,09кВ
2 3 220
DU^_DUHP2-3 + DUнр 1-3 _DUнр 1-2 _ 6,64кВ
д т т 220
DU у6 64
DUr % _У100% _- • 100% _ 3,02% < 15%
УU_220
НР для ліній 110 кВ:
АТГНР8• 28,2 + 6 • 29,3 оог о
DU 2-5 __ 3,65кВ
110
DUнр3-4 _ 6,5 •38,8 + 5,8 • 40,3 _ 4,42кВ
110
DUy 110 _ 3,65 + 4,42 _ 8,07кВ
ATT 110
DU у8 07
DUV % _У100%_- • 100%_7,34%< 15%
У U,_110
ПАР для лінії 220 кВ:
У після аварійному режимі відсутня ділянка мережі 1-3. Тому:
РПАР1_2 = £ Р, = 26 +19 +13 + 8 = 66МВт
0ПАР1_г = £ 0г = 26 +16.15 +11.7 + 6 = 59.85МВар
РПАР 2_3 = Р3 + Р4 = 19 +13 = 32МВт
2_3 = 03 + 04 = 16.15 +11.7 = 27.85МВар
АЦПАР 1_2 = 66 •10,8 + 59,85 •38,8 = 13,95кВ 220
АЦПАР 2_3 = 32 •8,1 + 27,85 •27,4 = 9,48кВ
220
АЦ^ 220 = 13,95 + 9,48 = 23,43кВ
АЦ 220
АЦу2343
А^ % =£100% = ^2І• 100% = 10,65% < 25%
£Ц.(tm)220
ПАР для лінії 110 кВ:
АЦПАР3_4 = 2 • АЦЯР3_4 = 2 • 4.42 = 8.84% < 25%
6.2 Розрахунок падіння напруги в нормальному та після аварійному режимі роботи схеми 3:
НР для лінії 220 кВ:
АТГНР32,4 • 10,8 + 30,4 • 38,8__
Аи 1-2 == 7,03кВ
220
АТГНР33,6 • 8,1 + 29,4 • 27,4
Аи 1-3 == 5,26кВ
220
АТТНР6,4 • 13,4 + 4,4 • 48,1__
АиНР 2-4 == 1,38кВ
220
,ТТНР14,6 • 11,0 +13,25 • 39,5 _1К _
Аи 3-4 == 3,15кВ
220
Аи^ 220 = АиНР1-2 + АиНР2-4 = АиНР3-4 +АиНР1-3 = 8,41кВ
А и 220 Аи8,41
А^ % =£100% = - • 100% = 3,82% < 15%
£и_220
НР для ліній 110 кВ:
ТНР8 • 31,1 + 6 • 32,2
АиНР 4-5 == 4,02кВ
110
Аи£ 1104 02
А^ % =• 100% = - • 100% = 3,65% < 15%
ПАР для лінії 220 кВ:
У після аварійному режимі відсутня ділянка мережі 1-3. Тому:
Рпарі-2 = У Р, = 26 +19 +13 + 8 = 66МВт
ОПАР 1-2 = у ^ = 26 +16.15 +11.7 + 6 = 59.85МВар
РПАР 2-4 = Р3 + Р4 + Р5 = 19 +13 + 8 = 40МВт
ОПАР 2-з = О3 + О4 + О5 = 16.15 +11.7 + 6 = 33.85МВар
ди пар 1-2 = 66 •10,8 + 59,85 •38,8 = 13,95кВ 1 2 220
ди ПАР 2-3 = 40 •8,1 + 33.85 • 27,4 = 9,97КВ
2 3 220
ди ПАР 4-3 = 19 • п.° +16.15 •39.5 = 3.9кВ 220
диу 220 = 13,95 + 9,97 + 3.9 = 27.82КВ
д т т 220
диу07 82
ди^г % = -у100% = -^-• 100% = 12.65% < 25%
Уи_220
7 БАЛАНС РЕАКТИВНОЇ ПОТУЖНОСТІ В МЕРЕЖІ
Баланс реактивної потужності при проектуванні електричних мереж складається у два етапи.
На першому визначається загальне споживання реактивної потужності у системі і оцінюється необхідна величина потужності компенсуючих пристроїв, які встановлюються. Результатом першого етапу є вихідні дані для розрахунку нормальних і аварійних режимів, а також для техніко-економічних розрахунків при виборі оптимального розміщення компенсуючих пристроїв та уточнення їх сумарної потужності.
На другому етапі складається кінцевий варіант балансу реактивної потужності.
7.1 Величина потужності компенсуючих пристроїв визначається за умов забезпечення балансу реактивної потужності в електричній мережі.
0ЕС +І£ + 0Ш >10, +ІАСТ +ХА0,(7.1)
де 0ЕС - наявна реактивна потужність генераторів електростанції, Мвар;
Е0ЕС - зарядна потужність повітряних ліній, Мвар;
0кл - потужність компенсуючих пристроїв, Мвар;
Е0н - реактивне навантаження споживачів, Мвар;
£От - сумарні втрати реактивної потужності у трансформаторах, Мвар;
£0, - сумарні втрати у лініях електропередачі, Мвар.
(7.2)
Активна потужність генераторів електростанції
РЕС = 1.18 •2Р
Реактивна потужність генераторів електростанцій
ОЕС = 1.08-ЗР •(7.3)
де '£Рн - сумарна активна потужність споживачів, МВт;
tgфг - коефіцієнт реактивної потужності генераторів, tgфг = 0.53
Е о. = Е &(7.4)
Сумарна зарядна потужність повітряних ліній
ЕОс =(7.5)
с 100
де Осо - зарядна реактивна потужність одноланцюгових ліній на кожні 100 км, для
и = 110 кВ Ос0 = 3 Мвар/км; и = 220 кВ Ос0 = 13 Мвар/км;
І£ - сумарна довжина ліній електричної мережі, км.
Сумарні втрати реактивної потужності у трансформаторах:
хдо, = у 0,1 - т, - Эт(7.6)
І=1
де т, - кількість трансформацій;
Бні - повна потужність навантаження підстанції в режимі максимального навантаження, МВА.
Сумарні втрати реактивної потужності у лініях:
Для 110 кВЪАОл = £ 0,09 • РЛІ(7.7)
І=1
Для 220 кВХД0л = £ 0,15 • Рлі
л
і=1
де Рлі - активна потужність, що передається лінією, МВт
Потужність компенсуючих пристроїв
0Ш = 20, + 2ДОт + 20л - ОЕС -ха(7.8)
Витратна частина балансу реактивної потужності
0.,,, =20, +2Д0 +20(7.9)
Тангенс кута компенсації
'89. = Х0Хр 0кп(7.10)
н
Реактивна потужність компенсуючих пристроїв на кожній підстанції
0кт= рт(і89т- Ш)(7.11)
де Рні - активна потужність і-ої підстанції в режимі максимального навантаження, МВт;
8фні - кут зсуву фаз на даній підстанції до встановлення компенсуючих пристроїв в режимі максимального навантаження.
Загальна потужність кожної підстанції після встановлення пристроїв для компенсації реактивної потужності:
(7.12)
^нг = Рнг + j(Qнг - Окпг )
7.2 Розрахунок потужності компенсуючих пристроїв, схема 2:
Е Он = 26 +16,15 +11,7 + 8 = 59,85 Мвар
ОКП5 = 8- (0,75 - 0,74) = 0,08 Мвар
ОКП4 = 13- (0,9 - 0.74) = 2,08 Мвар
ОКП3 = 19-(0,85 - 0,74) = 2,09 Мвар
ОКП2 = 26 - (1 - 0,74) = 6,76 Мвар
Е Ос = 0,13 • (89,1 + 67,65 +128,7) + 0,03 • (2 • 90,75 + 66)= 44,53 Мвар ОЕС = 1,08-66-0.51 = 36,35 Мвар Е АОТ = 0.1 • 2 • (36,62 + 25) + 0.1 • 3 • (17,57 +10) = 20,59 Мвар Ол = 0.09-(6,5 + 8) + 0.15-(31 + 35 + 3) = 11,66 Мвар ОКП = 59,85 +11,66 + 20,59 - 36,35 - 44,53 = 11,22 Мвар
ПС
№
2Й н До _
£ -Ш &
^ НІ Є Г*
ССтандартна
потужність,
МварТип КПТипПотужність,
Мварином,
кВКількість,
штВартість, тис. грн.26,767,2УКЛ-10.5-1350 У3 УКЛ-10.5-2250 У31,35
2,2510.52
222932,092,7УКЛ-10.5-1350 У31,3510.5288,442,082,7УКЛ-10.5-1350 У31,3510.5288,450,08------Бн2 = 26 + 7(26 - 7,2) = 26 + 718,8 = 32,1 МВА Б н3 = 19 + 7(16,15 - 2,7) = 19 + 713,45 = 23,3 МВА Бн4 = 13 + 7(11,7 - 2,7) = 13 + 79 = 15,8 МВА Б н5 = 8 + 7(6 - 0) = 8 + 76 = 10 МВА
0кп 5 = 8 • (0,75 - 0,8) =-0,4 Мвар
0кп 4 = 13 • (0,9 - 0.8) = 1,3 Мвар
0кп3 = 19 • (0,85 - 0,8) = 0,85 Мвар
0кп 2 = 26 • (1 - 0,8) = 5,2 Мвар
£ 0н = 26 +19 +13 + 8 = 66 Мвар £ 0С = 0,13 • (89,1 + 67,65 +110,55 + 90,75) + 0,03 • 72,6 = 48,72 Мвар 0ЕС = 1,08 • 66 0.51 = 36,35 Мвар £ Д0Т = 0.1 • 2 • (36,62 + 25 +17,57) + 0.1 • 3 • 10 = 18,83Мвар 0Л = 0.09 • 8 + 0.15 • (32,4 + 33,6 + 6,4 +14,6) = 13,77 Мвар
0 кп = 59,85 +13,77 +18,83- 36,35 - 48,72 = 7,38 Мвар
ПС
№
3Й н До _
£ -ш & ^ НІ Є Г*
ССтандартна
потужність,
МварТип КПТипПотужність,
Мварином,
кВКількість,
штВартість, тис. грн.25,25,4УКЛ-10.5-2700 У32,710.52166,630,850,9УКЛ-10.5-450 У30,4510.5439,841,31,8УКЛ-10.5-900 У30,910.5462,45-0,4-----Бн2 = 26 + j (26 - 5,4) = 26 + 720,6 = 33,2 МВА Б н3 = 19 + 7 (16,15 - 0,9) = 20 + 77,4 = 24,4 МВА Бн4 = 13 + 7 (11,7 -1,8) = 13 + 7'9,9 = 16,3 МВА Б н5 = 8 + 7(6 - 0) = 8 + 76 = 10 МВА
8 ВИБІР ТРАНСФОРМАТОРІВ
На підстанціях електричної мережі, як правило встановлюється два трансформатори. Встановлення більшої кількості трансформаторів допускається тільки в особливих випадках при відповідному техніко- економічному обгрунтувані.
8.1 Розрахунок потужності трансформаторів кожної підстанції.
0,7- 5""(8.1)
де Бтахі - сумарна максимальна потужність і-ої підстанції;
8.2 Навантаження трансформатора в режимі
5
нормальному:к=-(8.2)
пТ • Бт
5
аварійному:кзав = -25x1(8.3)
5 т1
де пт - кількість трансформаторів на підстанції, шт.
8.3 Вибір трансформаторів для схеми 2 Вибір автотрансформатора для ПС2
БТР 2 = 0.7 • (32,1 +10) = 29,5 МВА
Вибирається автотрансформатор АТДТН 32000/220/110
Вибір трансформатора для ПС3
БТР 3 = 0.7-(23,3 +15,8) = 27,4 МВА Вибирається автотрансформатор АТДТН 32000/220/110 Вибір трансформатора для ПС4
БТР 4 = 0.7-15,8 = 11,1 МВА Вибирається трансформатор ТДН 16000/110 Вибір трансформатора для ПС5
БТР 5 = 0.7-10 = 7, МВА,
Вибирається трансформатор ТДН 10000/110
8.4 Вибір трансформаторів для схеми 3
Вибір автотрансформатора для ПС2
БТР2 = 0.7-33,2 = 23,2 МВА
Вибирається трансформатор ТРДН 32000/220
Вибір трансформатора для ПС3
БТР 3 = 0.7-24,4 = 17,1 МВА
Вибирається трансформатор ТРДН 32000/220 Вибір трансформатора для ПС4
БГР 4 = 0.7-(16,3 +10) = 18,4 МВА
Вибирається автотрансформатор АТДТН 32000/220/110 Вибір трансформатора для ПС5
БГР 5 = 0.7-10 = 7, МВА,
Вибирається трансформатор ТДН 10000/110
Таблиця 8.1 Вибір трансформатора
№
схеми№
ПССумарна
підімкнена
потужність
МВАРозрах.
потужн.
тр-ра
МВАКількість
тр-рівТип і номінальна потужність трансформаторів МВАНавантаження трансорматора в режиміЦіна
млн.грн.НР, %ПАР, %СХЕМА №2242,129,52АТДТН
32000/220/11065,8131,612,3339,127,42АТДТН
32000/220/11061,1122,212,3415,811,12ТДН 16000/11049,498,77,051071ТДН 10000/11050-5,6СХЕМА №3233,223,22ТРДН 32000/22051,9103,812,4324,417,12ТРДН 32000/22038,176,212,4426,318,42АТДТН
32000/220/11041,182,212,351071ТДН 10000/11050-5,6
Таблиця 8.2 Дані трансформаторів
Типя
'-'номМежиКаталожні даніРозрахункові данітрансформатораМВАрегулюванняиномик,ДРк,ДРх,їх,Ктр,Хтр,ддх,обмоток кВ%кВткВт%ОмОмкварВНТДН 16000/11016±9x1,781151110,585210,854,3886,7136ТДН 10000/11010±9x1,781151110,560140,97,9513990ТРДН 32000/22032±8x1,52301112167530,98,66198,5288
Таблиця 8.3 Дані автотрансформатора
Тип
трансформаторая
'-'ном
МВАМежи
регулюванняКаталожні даніином , кВ обмотокик, %, обмотокДРк, кВт, обмотокВСНВ-СВ-НС-НВ-СВ-НС-НАТДТН
32000/220/11032±6x2,023012111113421-145-Тип
трансформатораКаталожні даніРозрахункові даніДРх, кВтїх, %Ктр, Ом, обмотокХтр, Ом, обмотокДQx, квар, обмотокВСНВСНАТДТН
32000/220/1101450,63,743,747,51980364192
9 ТЕХНІКО-ЕКОНОМІЧНЕ ПОРІВНЯННЯ ВАРІАНТІВ
Для порівняння різноманітних варіантів у енергетиці використовують величину так званих зведених народногосподарських витрат З. Усі варіанти які порівнюються,повинні бути взаємозамінні і забезпечувати однаковий
енергетичний ефект. Приймається варіант з меншими зведеними витратами.
Варіанти схем вважаються економічно рівноцінними, якщо різниця в зведених затратах приблизно дорівнює 5% або менше. В такому випадку слід вибирати варіант :
1) з більш високою номінальною напругою;
2) з більш високою надійністю електропостачання;
3) з більш високою оперативною гнучкістю схеми;
4) з меншими витратами кольорового металу на проводи повітряних ліній і з меншою необхідною кількістю електричної апаратури;
5) з кращою можливістю розвитку мережі при збільшенні навантаження
іпояві нових пунктів споживання електроенергії.
Таблиця 9.1 Річні витрати на амортизацію та обслуговування елементів електричних схем, % капітальних витрат
Найменування елементів системиНорма амортизаційних відрахувань Втрати на обслуговуванняПЛ 110 кВ на стальних та залізобетонних опорах2,4 0,4Електроустаткування на 110 кВ6,4 3ПЛ 220 кВ на стальних та залізобетонних опорах2,4 0,4Електроустаткування на 220 кВ6,4 2(9.1)
Визначаються зведені народногосподарські витрати
З= Ен К + и
деЕн-нормативний коефіцієнт порівняльної ефективності
капіталовкладень, Ен=0.12;
К - одноразові капіталовкладення в об'єкти, які будуються;
U - річні експлуатаційні витрати, грн.
Ks= К, + Кп(9.2)
де К, - капіталовкладенням спорудження ліній, грн;
Кп - капіталовкладення на придбання компенсуючих пристроїв, грн;
Кп = КРП + ККП + Кт(9.3)
U = ил + Un + Uem(9.4)
ил =,кл(9.5)
л 100 л
Un =-Кп(9.6)
п 100 п
Uвт = в- А^(9.7)
де ип ивт - річні витрати на амортизацію та обслуговування повітряних ліній та підстанцій і витрати на покриття витрат електроенергії відповідно, тис. грн;
ал ол - відповідно відрахування на амортизацію та обслуговування ліній,
%;
ап оп - відповідно відрахування на амортизацію та обслуговування підстанцій,%;
А Ш- сумарні втрати електроенергії у мережі , кВт год;
в - питомі витрати на 1 кВт год. втрат електроенергії , грн.
АШ = АШл + АШтр(9.8)
с2
Для ліній 110 кВ АШл = т* ..Т(9.9)
С2
Для ліній 220 кВ АШл = -Кл '? + Рк-8760
" 1ли 2лк
АШТР =т+ п. АРХ 8760(9.10)
и п
де АШл , А ШТР - втрати електроенергії у лініях і трансформаторах відповідно, кВт год;
Ял , ЯТ - активні опори ліній і трансформаторів, Ом; п - кількість трансформаторів;
АРк - втрати на корону, кВт;
АРхх - втрати х.х. у трансформаторах, кВт; т - час максимальних втрат.
т= (0,124 + -ТтаЦ2 .8760(9.11)
10000
де Ттах - час використання найбільшого навантаження, год.
ЬР, =ЬР,"" 'і(9.12)
9.1 Економічні втрати на схему 2:
КП = КП110 + КП220 = 2 . (12,3 +12,3 + 7) + 5,6 + 0,229 + 0,0884. 2 = 49,5 +14,1 = 63,6 млн грн
К1 = 9,4 + 7,1 +13,6 +11,6 + 6,3 = 48 млн грн
К = 63,6 + 48 = 111,6 млн грн
64 + 364+2
U =^^о 4д,5 +*14,1=4,65+1,18 = 5,83 млн грн.
л 100 100
2.4 + O.4
U =48 = 1,34 млн грн.
л 100
4900
t = (0.124 +)2 • 8760 = 3302 ,5
10000
312 + 28 62
AWnl, ='10,83302,5+89,1•2.35•10-3 8760 = 3145,2 МВт г
л122202
352 + 31 22
A Wl3 ='•8,1•3302,5+67,65•2.35•10-3 • 8760 = 2607,7 МВт г
л132202
З2 + 3 42
AW,23 =15,4 • 3302,5 +128,7 • 2.35 • 10-3 8760 = 2671 МВт г
л23 2202
AWjî34 = 6,5 + 5,83883302,5=401,8МВтг
л34 1 10 2 2
82 + 62
AWn25 =• 28,2 • 3302,5 = 769,7 МВт г
л251102
£ AW, = 9595,4 МВт г
A WTP 2
3302,5 + 2 • 0,145 8760 = 3000,2 МВт г
42,123,741023,7432,127,5
11
v230222302223022 у
39,123,7415,823,7423,327,5
11
ч230222302223022 ,
3302,5 + 2 • 0,145 8760 = 2875,5 МВт г
АШ
ТР3
•3302,5 + 2 • 0,021 • 8760 = 504,4 МВт г
АИТР 4 =
(ю2^
10 • 7,95
3302,5 + 2 • 0,014 • 8760 = 443,8 МВт г
АИТР5 =
1152
£ АИТР = 6823,9 МВт г
АШ = 9595,4 + 6823,9 = 16419,3 МВт г
Аи = 0.55 16419,3 = 9,03 млн грн
ЗІ = 0.12 -111,6 + (5,83+1,34 + 9,03) = 29,6 млн грн
9.2 Економічні втрати на схему 3
КП = КП110 + КП220 = 2 • (12,4 +12,4 +12,3) + 5,6 + 0,1666 + 0,0398 + 0,0624 = 74,5 + 5,6 = 80,1 млн грн.
К1 = 9,4 + 7,1 +11,7 + 9,6 + 6,9 = 30,3 млн грн
К = 80,1 + 30,3 = 110,4 млн грн
64 + 364 + 2
и" =,,•74,5+_•5,6=7+0,47=7,47млнгрн.
100
100
2.4 + 0.4
Un = --- ■ 30,3 = 0,85 млн грн. л 100
32 45 + 30 42
АWл12 = -■ 10,8 ■ 3302,5 + 89,1 ■ 2.35 ■ 10-3 ■ 8760 = 3288,8 МВт г
л122202
22
АWл13 = -т9- ■ 8,2 ■ 3302,5 + 67,65 ■ 2.35 ■ 10-3 ■ 8760 = 2507,9 МВт г
л132202
6 42 + 4 42
АWл24 = -^13,4■ 3302,5 +110,5 ■ 2.35 ■ 10-3 8760 = 2329,9 МВт г
л242202
14 62 + 13 252
АWл34 = -11,0 3302,5 + 90,75 ■ 2.35 ■ 10-3 8760 = 2159,9 МВт г
л342202
82 + 62
АWл45 = -• 31,1 ■ 3302,5 = 848,8 МВт г
1102
л
33,22 8,66
3302,5 + 2 ■ 0,167 8760 = 3223,8 МВт г
АИТР 2 =
2302
2
л
24,42 8,66
3302,5 + 2 ■ 0,167 ■ 8760 = 3086,8 МВт г
АИТР3 =
2302
2
л
26,32 3,7410
+
3,7416,32 7,5
1 2302223022
3302,5 + 2 ■ 0,145 ■ 8760 = 2693,4 МВт г
АЖ
ТР 4
2302
102
1152
3302,5 + 2 ■ 0,014 ■ 8760 = 443,8 МВт г
АWT
7,95
ТР5
£ АШТР = 9447,8 МВт г АШ = 11135,3 + 9447,8 = 20583,1 МВт г АЦ = 0.55 20583,1 = 11,3 млн грн ЗІ = 0.12 110,4 + (7,47 + 0,85 +11,3) = 32,9 млн грн
9.3 Визначається найбільш оптимальний варіант схеми
З- З
АЗ =.100%(8.13)
Зі
32 9 - 29 6
Аз = 32,929,6.100%=10%
32,9
Для остаточного вибору варіанту до розгляду приймається схема №2, бо її загально-зведені витрати виявилися меншими.
10 РОЗРАХУНОК ОСНОВНИХ РЕЖИМІВ РОБОТИ ЕЛЕКТРИЧНОЇ МЕРЕЖІ
Мета розрахунку електричної мережі - визначити параметри режимів, виявити можливості подальшого підвищення економічності роботи мережі та одержати необхідні дані для вирішення питань регулювання напруги.
Вихідними даними для розрахунку є схема електричних з'єднань мережі, розрахункові параметри її елементів, розрахункові потужності навантажень і значення напруги в окремих вузлах схеми. Виділяють такі основні експлуатаційні режими:режим максимального навантаження, режим
мінімального навантаження, режим максимального навантаження для післяаварійного стану мережі. В даному розділі буде розглянуто розрахунок параметрів режиму електричної мережі у максимальному режимі. Усі інші режими будуть розраховані на ЕОМ.
10.1 Втрати потужності у трансформаторах та лініях.
^Т = 5. +А5о"м +А5".(10.1)
де Б. - потужність навантаження, МВА;
АБобм - повні значення втрат потужності у обмотках трансформатора,
МВА;
АБхх - втрати холостого ходу трансформатора, МВА, (таблиця 8.2 та 8.3).
52 Р
Ар = 5т. ^(10.2)
ЦТВ пТ
иТВПТ
А5хх = ПТ .(Рхх + ]0")(10.4)
де иТВ - напруга ВН трансформатора, кВ;
ЯТ' ХТ - відповідно активний та реактивний опори трансформатора, Ом, (таблиця 7.2 та 7.3);
Рхх, Охх - втрати холостого ходу, активної і реактивної потужності кВт, кВар (таблиця 7.2 та 7.3).
С 2 П
АР =
ІА1Л __п
(10.5)
(10.6)
иЛ ПЛ
С 2 X
Отп
АОЛ =
л тт2
иЛ ПЛ
де иЛ - напруга лінії мережі, що проектується, кВ;
КЛ, ХЛ - відповідно активний та реактивний опори лінії, Ом (таблиця 5.1).
А012/2
АС112/2
ЯстЗ/2 )ХстЗ/2
ХнтЗ/2 ЯнтЗ/2 ХвтЗ/2ЯвтЗ/2
ЭххЗ
вн5
5н4
вн2
І Яст2/2 Хст2/2
Янт2/2 Хнт2/2 \ Явт2/2 Хвт2/2
Ят4/2 Хт4/2
Я34/2 Х34/2
А034А034
Эхх4
А025/2А025/2 вхх5
Рисунок 10.1 - Схема заміщення мережі, що проектується
10.2 Визначення зарядної потужності, що генерується лінією
АСТ5 =
102
1152
(7,95 + 7139) = 0.06 + 71,05 МВА
СТ5 = Сн 5 + АСТ 5 + АС
ST 5 = 8 + J6 + 0,06 + jl,05 + 2 • (0.01 + J0.09) = 8,08 + J7,23 MBA
ПЛ 2-5
(10.8)
(10.9)
(10.10)
S = S + ? Qc2-5
°Л2-5JT5 ~ J 2
S^2-5= S Л2-5 + AS Л 2-5
S = S + іQc2-5
-52-5 ~ 72
S;2-5 = 8,08 + J7,23 -J0,51 = 8,08 + J 6,72 MBA
ASл2 5 = (8,08 + J'6,72) • (28,2 + J29,3) = 0.26 + J0,27 MBA 1102
S J2-5 = 8,08 + J6,72 + 0.26 + j0.27 = 8,34 + J 6,99 MBA SÄ 2-5 = 8,34 + J 6,99 - jO, 51 = 8,34 + j6,48 MBA
ПС 2
ScT2 = 8,34 + j6,48 MBA
AS T2 = (8,34 + J6,48)2 • З,7! = 0.004 MBA cT2 2302 2
S'cT 2 = 8,34 + j6,48 + 0.004 + JO = 8,34 + j6,48 MBA
ASHT2 =• (I?] = 0.07 + J'3,55 MBA
S HT2 = 26 + jl8.8 + 0.07 + J3.55 = 26.07 + J22.35 MBA
SeT 2 = S cT 2 + SHT 2
SeT2 = 8.34 + J6.48 + 26.07 + J22.35 = 34.41 + J28.83 MBA
ASBT2 = (3441 + J2883)2 •Г3 74 + J198', = 0.084 + J4.432 MBA
230V2
SeT 2 = SвТ 2 + ASвТ 2 + ASxx2
JQ12JQ 23
ST2 = 34.41 + J28.83 + 0.084 + J4.432 + 0.064 + jO.384 = 34,784 + J33.646 MBA
S ' = S' + AP"" +ap"
plвТ2к12к2322
ПС 4
Spl = 34,784 + j'33.646 + 0,209 + 0,302 - j.61 - j^74 = 35,295 + J23.297 MBA
AST4 =•(4.38 + ß6J ) = 0.04 + jO.818 MBA
T411522
ST 4 = SH5 + AST 5 + AS xx 5
ST 4 = 13 + J9 + 0,04 + JO.818 +(0.042 + j0.272) = 13.08 + jl0.09 MBA
SЛ3-^ = 6T 4 + jQc3-4 S3-4 = S3-4 + AS 3-4 SЛ 3-4 = SЛ3-^ + jQc3-4
S ;3-4 = 13.08 + J10.09 - J2,96 = 13,08 + J7.13 MBA
ASЛ з , = (l3'°8 + Jjl3)2 • (38'8 + J №3) = 0.35 + J 0,37 MBA
-41102 2
ПС 3
S3- 4 = 13,08 + J 7,13 + 0.35 + J0,37 = 13,43 + j7,5 MBA S^-4 = 13,43 + j'7,5 - J2,96 = 13,43 + J4,54 MBA
ScT3 = 13,43 + J4,54 MBA
AS= (13,43 + j4,54)2 • З,74 = 0.007 MBA
23022
S'cTз = 13,43+J4,54 + 0.007 + JO = 13,44 + j4,54 MBA
AShT3 =• Г7,5 + J364] = 0.038 + Jl,87 MBA
HT32302 V 2 JJ
СвТ 3 = С сТ 3 + СнТ 3
БеТ 3 = 19,038 + 715,32 +13,44 + 74,54 = 32,478 + 719,86 МВА
0.051 + 72,71 МВА
АС.
вТ 3
(32,478 + 719,86)2 (3.74 + 7198 2302
СвТ 3 = СвТ 3 + АСвТ 3 + АСхх3
7@13 _23
2 2
Б'вТ 3 = 32,478 + 719,86 + 0.051 + 72,71 + 0.064 + 70.384 = 33,17 + 722,95 МВА
С р 2 = СвТ 3 + АРк13 + АРк 23
С р2 = 33,17 + 722,95 + 0,302 + 0,159 _ 7417 _ 78,56 = 33,631 + 716,58 МВА Р2и22
10.3 Розрахунок розподілу активних і реактивних потужностей за лініями мережі
вр1 вр2
Рисунок 10.2 - Розподіл потужності за лініями мережі
г
АВ
де БІ - розрахункова повна потужність вузлів контура, МВА;
- опори ліній, Ом;
%АВ - сумарний опір ліній контура, Ом.
Іхг= 10,8 + 7'38,8 Ом
Zгъ= 15,4 + 752,1 Ом
= 8,1 + 7 27,4 Ом
= (35,295 + і23,297) (23,5 - і'79,5) + (33,631 + і16,58) (8,1 - і27,4)
12 =34,3 - 7118,3
512 = 31,454+і19,69 МВА
= (33,631 + і16,58)(26,2 - і90,9) + (35,295 + і23,297)(10,8 - 738,8)
13 =34,3 - 7118,3
513 = 37,472 + 720,187 МВА
5 23 = 5 12 - 5р1 = 31,454 + 719,69 - 35,295 - 723,297 = -3,33 - 73,607 МВА
Перевірка
512 + 513 = 5 р1 + 5 р 2
68,926 + 739,877 = 68,926 + 739,877
Розрахунок виконано вірно. Точка 3 - точка потокорозподілу.
вр1 823+в13
Рисунок 10.3 - Визначення точки потокорозподілу за лініями мережі
АСл13 = (37,472 + 720,187) ■ (8,1 + 727,4) = 0.303 + 71.026 МВА
220
5 'Л13 = 37,472 + 720,187 + 0,303 + 71,026 + 0,159 _ 74.17 = 37,934 + 717.043 МВА
АСл23 = (3,33 + Д607) ■ (15,4 + 752,1) = 0.01 + 70,025 МВА
220
Сл23 = 3,33+73,607 + 0,01 + 70,025 + 0,302 _ 78,56 = 3,642 _ 74,928 МВА
Сл12 = С л 23 + Ср1
СЛ12 = _3,642 _ 74,928 + 35,295 + 723,297 = 31,653 + 718,369 МВА
АСл12 = (31,653+718,369) ■ (10,8 + 738,8) = 0,3 + 71,074 МВА
2202
Сл12 = 31,653 + 718,369 + 0.3 + 71,074 + 0,209 _ 75.61 = 32.162 + 713.833 МВА
БДЖ = 37.934 + 717.043 + 32.162 + 713.833 = 70.096 + 30.876 МВА
10.4 Визначається рівні напруг на шинах підстанції.
р лі•Ялі+ 0 лі•ХА|[рлі •ХА-£)лі• Я
(9.15)
лі
У 2 =
и".
+
и",
У
де иип - напруга на шинах джерела живлення у максимальному режимі,
кВ.
\.оп 3і.653 • і0.8 +18.369 • 38.8 Л2( 3і.653 • 38.8 +18.369 • і0.8 Л20
248.6І +1І = 243.76 кВ
и.
248.6
248.6
198Л2(п. ." 1983.74Л
2
3 74
34.41 • - + 28.83 •
22_
243.76
34.41 • -+ 28.83 •
22
= 230.89 кВ
У 2 =
243.76
+
243.76
у V
0 Л2(03.74Л
2
3.74
8.34 • - + 6.48 •
2
230.89
8.34 •- + 6.48 • 22
2
= 230.31 кВ
У 4 =
230.89
+
230.89
у V
У' = У4 • и2ном = 230.31 •- = 121.16 кВ
и
230
вн2ном
7.5364Л2 (3647.5 Л
2
26 • -+18.8 •
2
26 • - +18.8 •
22_
230.89
2
= 213.09 кВ
У5 =
230.89
+
230.89
у V
'37.472• 8.1 + 20.187• 27.4Л2 (37.472• 27.4 + 20.187• 8.19Л20
248.6І +1І = 244.96 кВ
У7
248.6
248.6
3 74198^
32.478. - +19.86.198
С1983 74 ^
32.478.198 +19.86. -
22_
244.96
2
2
= 235.87 кВ
U6 =
244.96
+
244.96
3 740 ^2(
13.43. 3,74 + 4.54. 0 2
235.87
2
0
13.43.- + 4.54. 22
U8 =
= 235.37 кВ
235.87
+
235.87
у V
U8= U8. Uc2ном = 235.37.- = 123.83 кВ
U
230
вн2ном
364 ^2 (_ 364
2
19. - +13.45.
22_
235.87
19. - +13.45 22
= 223.46 кВ
U9 =
235.87
+
235.87
у V
13.08. - + 7.13. 4а3 2
U10 = 123.83-
= 120.62 кВ
123.83
13. 438 + 9. 86 7 2
U11 = 120.62
= 117.15 кВ
120.62
п 1911_ 8.08. 28.2 + 6.72. 29.3 117 __ " U12 = 121.16::= 117.65 кВ
121.16
тг тсс 8. 7,95 + 6. 139 1 1ПП0 о U13 = 117.65= 110.02 кВ
117.65
11 РЕГУЛЮВАННЯ НАПРУГИ НА ПІДСТАНЦІЯХ СПОЖИВАЧІВ
Від шин вторинної напруги знижувальних підстанцій живляться розподільчі мережі споживачів напругою 10 кВ. Якщо відомі напруги на шинах СН і НН підстанцій, які зведені до напруги первинної обмотки, у всіх розрахункових режимах, то можна визначити дійсні напруги на шинах СН і НН. Для цього необхідно вибрати такі коефіцієнти трансформацій, які дозволяють отримати бажані дійсні напруги на цих шинах у відповідному режимі. Ці напруги визначаються за принципом зустрічного регулювання напруги, під цим розуміють підвищення напруги до (1,05-1,08) ином у режимі максимального навантаження і ином у режимі мінімального навантаження.
11.1 Напруга регулювального відгалудження трансформатора ПС2
и,д.".= UU-■U""(11.1)
U н.б.
де UH - напруга на шинах НН підстанції для відповідного режиму мережі, зведена до напруги шин ВН, кВ;
UHH - номінальна напруга обмотки НН трансформатора, кВ;
UH.6. - бажана напруга, яку необхідно підтримувати на шинах НН у різних режимах роботи мережі, кВ.
212 59
= ^і259-!! = 222.713 кВ
ві д. розр.10 5
Ближча стандартна напруга кожного відгалудження
U _ и + Ubh (n' E0>(112)
U від.ст. ~ U ВН100''
де иВН - номінальна напруга ВН трансформатора, кВ; п - номер відгалудження;
Е0- ступінь регулювання, % .
(11.3)
(иегд.розр. _ УВН ) ^100
п =-
и ■ Е
и ВН 0
(222.713 _ 230) ■ 100,
п == _1
230 ■ 2
иегдст = 230 + 230( 12 = 225.4 кВ
вгд.ст.100
(11.4)
Дійсне значення напруги на шинах НН
и,д.=-Унн
вгд.ст.
212.59
и■11=10.37.5кВ
нд 225.4
Коефіцієнт трансформації
(11.5)
К ивід.ст.
ти
НН
225.4 К ==20.491
т 11
Визначення напруг і коефіцієнту трансформації для інших підстанцій та режимів розраховується так само і зводиться до таблиці 11.1
Таблиця 11.1 - Результати вибору коефіцієнтів трансформації
NРежимин, кВинб,
кВивр, кВивст, кВЕ, %пинд,
кВКти, %МАХ212,5910,5222,713225,46*2-110,37520,491-0,672МШ218,287110240,116243,86*239,84922,164-0,66ПАР209,395610230,335234,66*219,81821,327-1,41МАХ223,324110,5233,959239,26*2210,27021,745-0,983МШ222,699710244,970248,46*249,86222,582-0,33ПАР208,598610229,4582306*209,97620,909-1,08МАХ116,596110,5122,148123,0479*1,78110,42311,186-0,814МШ117,136610128,850129,1889*1,7849,97411,744-0,8ПАР108,721710119,5941219*1,7809,88411,000-0,94МАХ109,317910,5114,524114,8599*1,78-310,46910,442-0,45МШ114,162810125,579127,1419*1,7839,87711,558-0,71ПАР109,703710120,6741219*1,7809,97311,000-0,379
12 РОЗРОБКА ГОЛОВНОЇ СХЕМИ ПІДСТАНЦІЇ
12.1 Вибір кількості ліній електропередач
Від шин низької напруги ПС-3 відходять лінії, що живлять споживачів, у склад яких входять 20% споживачі першої категорій. Згідно ПУЕ підстанція отримує живлення двома повітряними лініями. Номінальна напруга ліній 220 кВ.
При приблизних розрахунках кількість приєднань на боці НН, що йдуть до споживачів, визначають за натуральною потужністю
п =
п3
(12.1)
нат
де Рп3 - потужність на підстанції, задається у завдані, МВт;
Рнат - натуральна потужність, РнатВЛ220=120 МВт; РнатВЛ 110=30 МВт; РнатКЛ10=2,5 МВт.
___
п22П == 0,32 шт.
120
Приймається п = 2 шт.
39,1
п11П == 1,3 шт.
Приймається п = 2 шт.
11030
39,1
п10 =-- = 15,6 шт.
Приймається п = 16 шт.
РП 220кВ
Зважаючи на те, що на ПС-3 встановлено два силові автотрансформатори типу АТДТН-32000/220/110, РП 10 кВ матиме схему секційовану систему шин на дві секції. При такій кількості секцій до кожної секції буде підімкнено по 8 відходячих ліній.
с
Р-
РП 6 кВ
Рисунок 12.1 - Схема розподільчих пристроїв ПС
12.2 Визначення робочих струмів
Метою даного розрахунку є визначення струмів, протікання яких повинно бути забезпечене вибраними електричними апаратами на тривалому проміжку часу. При цьому визначається максимально можливі струми, що можуть протікати струмовведучими частинами обладнання.
12.2.1 Струм трансформатора на стороні ВН
де БПС - повна потужність на підстанції , МВ А; п - кількість трансформаторів, шт. ; иНОМ - напруга на ПС на вищій стороні, кВ.
Мах
39 1 -103 ІПС = 9:1 10 = 102,6, А, 1л/3-220
12.2.2 Струм трансформатора на стороні СН
15 8 103
МахІПС = І3 10 = 82,9 , А,
ПСл/э-110
12.2.3 Струм трансформатора на стороні НН
ІНН =-^ПС(12.3)
НН л/3-п-и
НОМ
103 ІНН = 3/1д 10 = 1128,7, А, ННл/3-2-10
Струм відходячих ліній споживачів
ІСП = ^5^(12.4)
л/3- п-и
НОМ
23,3 103
ІСП =~Т= 84,1, А,
СП л/3-8-10
12.3 Визначення струмів короткого замикання
Метою даного розрахунку є визначення струмів, за якими апрати згідно свого призначення вибираються за комутаційною здатністю, динамічною та термічною стійкістю.
Для розрахунку струмів КЗ складається схема заміщення для найбільш важкого, післяаварійного режиму. Розрахунок проводиться у відносних
К2
Рисунок 12.2 Схема заміщення для розрахунків струмів КЗ
одиницях.
Розрахункові точки замикань показані на рисунку 12.2. Цим точкам відповідають максимальні струми короткого замикання.
Розрахунок струмів КЗ для точки К1.
За даною потужністю і напругою підстанції приймається: 8б = 1000 МВА; иб = 220 кВ.
12.3.1 Опір лінії
Х" = І• X0(12.5)
и номс
X, 3 = 0.435• 67,65•1000 = 0.6 ^3 2202
X. 3 = 0.435 • 128,7 •1000 = 1,2 2202
12.3.3 Опори трансформатора
и в = 0,5 • (и," + и", - и"сн) = 0,5 • (11 + 34 - 21) = 12%
и с = 0,5 • (и"с + и"н, - и"н) = 0,5 - (11 + 21 - 34) = -1% и в = 0,5 • (и", + и"нн - и,") = 0,5 - (21 + 34 -11)= 22%
Для автотрансформатора:
(12.6)
*- А_ _ -- - _ 0,375
ВТР 100 Бном 10032
0
X,
* _ ик % Бб _ 22 1000 _ 600
* 7НТР --- 6,88
10010032
ном
де ик % - напруга КЗ трансформатора, %;
5 ном - номінальна потужність трансформатора, МВА.
12.3.4 Результуючий опір
(12.7)
*_*"1-3 ' *"2-3
рез У 4-У
Л "1-3 ^ Л "2-3
*_0,6-1,2_0.4
рез 0.6 +1,2
_*+ХТ 3
екврез2
Б
(12.9)
б
л/3 - ив
- б
*'3 • и б
и =
ВН Іб = 1000 = 2.62, А,
бл/3 • 220
СНІб = 1000 = 5,25, А,
бл/3 • 110
ННІб = *000 = 55.05, А,
бл/3 10.5
12.3.6 Струм короткого замикання т. К1
(12.10)
І = Е 83 • І 1 к1 V 2б
рез
де Е §8 - ЕДС системи, в. о., приймається Е = 1
Ік1 = -2.62 = 6,55, кА, к10.4
12.3.7 Ударний струм т. К1
іу1 = V2 • Ік1 -Ку
де ку - коефіцієнт ударний, в.о. [10] приймається ку = 1.85.
іу1 ^ л/2 • 6,55 1.85 = 17,14, кА,
Розрахунок струмів КЗ для точки К2.
12.3.8 Струм короткого замикання т. К2
(12.12)
І _ -1 1к2у1б
* екв
Ік2 _ -1- 5,25 _ 9,05, кА, к20,58
іу2 _а/2-9,05-1.8 _ 23,0, кА,
12.3.9 Струм короткого замикання т. К3
(12.13)
І _ Е 83 І 1 к3 у 1 б
*екв1
Ік3 _ -1- 55,05 _ 16, кА, к33,44
іу3 _ >/2-16-1.8 _ 40,7, кА,
12.4 Вибір високовольтних апаратів
В залежності від призначення, апарати можуть бути перевірені на комутаційну здатність, динамічну та термічну стійкості. Умови вибору та перевірки апаратів наведено в таблиці 11.1.
Таблиця 12.1 - Умови вибору та перевірки високовольтних апаратів.
Вимика
чРоз'єднува
чТранс.
струмуТранс.
напругиРозрядни
кином > Цмер+++++Іном > Імах.раб.+++--Івим > Ік.з.+----нн
V
і
у+++--І2к.з^к >Бк+++-- При виборах апаратів враховують також категорію розміщення та кліматичне виконання. Так як РП 220 кВ та РП 110 кВ виконується відкритого типу, а клімат в Херсонській області помірний, то для цього РП вибираються апарати, які мають категорію розміщення 1 та кліматичне виконання У (або УХЛ). Для РП 10 кВ обираються апарати з позначенням У3- для помірного клімату та для роботи у закритих приміщеннях з природньою вентиляцією.
Як вже відзначалось на підстанції встановлюються два силові трансформатори АТДТН-32000/220/110, обираються елегазові вимикачі, які мають високу надійність та комутаційну здатність, роз'єднувачі, трансформатори струму та напруги, апарати захисту від перенапруг.
Результати вибору апаратів для РП 220 кВ та відповідність їх умовам вибору та перевірки наведені в таблиці 12.2, для РП 110 кВ у таблиці 12.3 відповідно.
Найменуваня
електричного
апаратуУмови вибору та перевіркиКаталожні даніРозрахункові даніВимикач
ЬТБ-245Е1-50/4000^ном - ис
^НОМ - ^РМАХ АУТКЛ - Л(3 245 кВ 4000 А 50 кА 104 кА 502*3=7500 кА2с220 кВ
102,6А
6,55кА
17,14кА
843кА2сРозєднувач
РНДЗ.1-220/1000^ном -
^НОМ - ^РМАХ - Іу
1І * І > її * ^220 кВ 1000 А 100 кА 402*3=4800 кА2с220 кВ 102,6А 17,14кА 843кА2сТрансформатор
струму
ТФЗМ-220Б-І-400^ном - ис
^НОМ - ^Р - Іу
1І * І > її * ^220 кВ 400 А 24 кА 182*3= 972 кА2с220 кВ 102,6 А 17,14кА 843 кА2сТрансформатор
струму
ТВТ-І-220-400^ном - ис
^НОМ - ^Р220 кВ 400 А 252*3=1875 кА2с220 кВ 102,6 А 340.107кА2сТрансформатор
напруги
НКФ-220-58Цюм - "с 220 кВ220 кВРозрядник
РВМГ-220*Люм = 220 кВ220 кВ
Найменуваня
електричного
апаратуУмови вибору та перевіркиКаталожні даніРозрахункові даніВимикач
ЬТБ-145Б1-40/1000^ном - ис
^НОМ - ^РМАХ
АУТКЛ - Л(3 126 кВ 1000 А 40 кА 100 кА 402*3=4800 кА2с110 кВ 82,9А 9,05кА 23,0кА 81,9 кА2сРозєднувач
РНДЗ.2-110/1000^ном -
^НОМ - ^РМАХ - Іу
1І * І > її * ^110 кВ 1000 А 100 кА 402*3=4800 кА2с110 кВ 82,9А 23,0кА 81,9 кА2сТрансформатор
струму
ТФЗМ-110Б-І-400^ном - ис
^НОМ - ^Р - Іу110 кВ 400 А 24 кА 282*3= 2352 кА2с110 кВ 82,9 А 23,0кА 81,9 кА2сТрансформатор
струму
ТВТ-І-110-400^ном - ис
^НОМ - ^Р110 кВ 400 А 252*3=1875 кА2с110 кВ 82,9 А 81,9 кА2сТрансформатор
напруги
НКФ-110-83^ном - Ці 220 кВ220 кВРозрядник
РВМГ-110М*Люм = 110 кВ110 кВ Вибирається електрообладнання для ЗРП-10 кВ
Комплектування електрообладнання на місці будівництва ПС потребує багато часу, тому вважається доцільним поставляти його у вигляді комлектів та блоків. При напрузі до 10 кВ всі апарати монтують в металевих шафах стандартних розмірів. Зараз промисловість випускає уніфіковані серії КРП, які мають приблизно однаковий набір схем окремих шаф, розташування.
Обираємо серію КРП - КМ - 1Ф. Чарунки КРУ даної серії мають викотний елемент, що дає змогу швидко та зручно проводити ремонт та заміну обладнання. КМ - 1 Ф мають зменшені габарити та масу, що дозволяє виконати ЗРП більш компактним. В чарунці використані блоківки від невірних дій персоналу, що підвищує безпеку при її експлуатації. Всим цим і обумовлюється вибір даної серії.
На кожну секцію встановлюємо трансформатори напруги ЗНОЛ.09-10. Трансформатори напруги захищаються запобіжниками ПКН001-10У3, івідкл = 8 кА. В комірку з ТУ в кожну фазу встановлюємо розрядник РВ0-10У3. Трансформатор власних потреб вибираємо за формулою
Ствп = 4% •(12.14)
БТВП = 4% • 32000 = 1280, кВА
Обирається трансформатор типу ТМ-1600/10, який встановлюється на секцію кожного силового трансформатора.
Номінальний струм на вводі до ТВП
с
т_ТВПном/ІО 1 П\
1 номтвп^310(12.15)
ТВП захищають запобіжниками типу ПКТ103-6-100-31,5 У3 (ІНоМ.пЛВСт. =
100 А, івідк= 31,5 кА).
Обираються вимикачі та трансформатори струму і результати заносяться в таблицю 12.4 та 12.5.
Комірка вводуКомірка секційного зв'язкуРозр.
даніВимикачТранс.
струмуРозр. да ніВимикачТранс.
струмуВВЭ-10-
20/1600У3ТЛК-10-
1500-1У3ВВЭ-10-
20/630У3ТЛК-10-
600-1У3Цмер101010101010Імах112816001500564630600Ік.з1620-1620-іУ40,7528140,75281І25620/331,5/325620/331,5/3
Таблиця 12.4 - Обладнання для ЗРП 10 кВ.
Комірка для відходячих лінійКомірка для УКЛРозр.
даніВимикачТранс.
струмуРозр. да ніВимикачТранс.
струмуВВЭ-10-
20/630У3ТЛК-10-
150-1У3ВВЭ-10-
20/630У3ТЛК-10-
150-1У3Цмер101010101010Імах137,1630150137,1630150Ік.з1620-1620-іУ40,7525240,75252І25620/320/325620/320/3 Для ЗРП-10 кВ було вибрано комплектні елементи - шафи КМ-1Ф, де ошиновка і апарати перевіряються при їхньому виготовлені, тому додаткова перевірка не потрібна.
Живлення трансформатору буде здійснюватись крізь чарунку власних потреб від збірних шин ЗРП-10кВ.
Для живлення споживачів власних потреб принимається:
• Змінний струм напругою 0.4 кВ, для:
- Живлення пружинних приводів ввимикачів ВРП-220кВ й ВРП- 110кВ;
- Живлення зовнішнього освітлення підстанції;
- Внутрішнього освітлення;
- Живлення обігрівачів приводів комутаційних апаратів ВРП-220кВ й ВРП-110кВ;
- Обігріву приміщень підстанції;
- Шин живлення ремонтного и пуско-наладочного обладнання;
• Постійний струм напругою 220 В, для:
- Живлення приводів виикачів ЗРП-10кВ;
- Аварійного освітлення;
- Жмвлення ланцюгів релейного захисту та автоматики;
- Живлення систем АСКУЭ и систем звязку;
РП-0.4 кВ виконується у вигляді однієї секційованої системи збірних шин, набраної з панелей типу ПСН1100 укомплектованими автоматичними ввимикачами серии ВА.
Джерелом постійного струму є акумуляторна батарея, що складається з 120 елементів СК8, що працює згідно з двома випрямлячами типу ВАЗП- 380/260. що підімкнені до к РП-0.4кВ.
Схема ПС и схема СН приведена на листі №2 графічної частини.
13 ОСНОВНІ ТЕХНІКО-ЕКОНОМІЧНІ ПОКАЗНИКИ МЕРЕЖІ
До головних техніко-економічних показників мережі відносять сумарні одноразові капіталовкладення, сумарні річні експлуатаційні витрати, зведені річні народогоспадарські витрати, собівартість передачі електроенергії.
Проводимо розрахунокпоказниківопираючись надані, які
отримали у розділі вісім для схеми 1.
Споживча потужність електроприймачів
Рсп = I Р(13.1)
де Рпі - потужність в узлах, задається у завдані, МВт.
Рсп = 26 +19 +13 + 8 = 66 МВт
Електроенргія за рік
W = PТ 103(13.2)
спсп мах\/
де Тмах - час використання, максимального навантаження, задається у завдані, год./рік.
Wcn = 66 - 4900 -103 = 323.4 млн. кВт год
Сумарні транспортні витрати потужності
Pmp = Рдж -Рсп(13.3)
де Рдж - потужність джерела, МВт, береться з формули (10.14)
Ртр = 70.096 - 66 = 4.096 МВт
- електроенергії
WUcn= IАРЛ -1 + АРт -1 + 2 - АРхх -8760 + ЬРкор -8760 (13.4)
деАШл, АШл- втратиелектроенергії улініях і
трансформаторах відповідно, кВт год, беремо з розділу 8, формули (9.8, 9.9).
= (0.3 + 0.01 + 0.303 + 0.35 + 0.26) • 3302.5 +
+ (0.051 + 0.038 + 0.007 + 0.04 + 0.084 + 0.07 + 0.004 + 0.06) • 3302.5 +
+ (0.064 + 0.064 + 0.042 + 0.02) • 8760 + (0.209 + 0.159 + 0.302) • 8760 = 12.74
млн. кВт год
Коефіцієнт корисної дії за потужністю
Р - Р
Лр = спр тр • 100%(13.5)
66 - 4.096
_ 664.°96 . Ю0% = 93.8%
р 66
- за електроенергією
323.4 -12.74
_ 323.412.74.100%=95,1%
ш 323.4 Собівартість передачі електроенергії
С = И(13.7)
Шс"К '
де И - річні експлуатаційні витрати, грн., беремо з розділу 9, формула (9.3).
С _ 19.62 _ 21,3 коп/кВт год 323.4
Результати заносимо в таблицю 13.1.
Таблиця 13.1 - Техніко-економічні показники
ПоказникЗначенняОдиницяСпоживча потужність приймачів Електроенергія66
323,4МВт млн. кВт годСумарні транспортні видатки: - потужності - -електроенергії4,096
12,74МВт млн. кВт годККД за потужністю93,8%за електроенергією95,1%Зведені річні народногосподарські витрати29,6млн грн.Сумарні річні експлуатац. витрати19,62млн грн.Собівартість передачі електроенергії21,3коп./кВт год.ВИСНОВКИ
Схема розробленої електричної мережі вибиралася в два етапи: попередній аналіз та порівняння шести схем мережі та вибір найбільш економічних та задовольняючих умовам допустимих втрат напруги в основних режимах; аналіз двох найкращих схем та технічно-економічним розрахунком.
Спроектована мережа задовольняє вимогам надійності електропостачання та забезпечує задовільний рівень напруги на знижуючих підстанціях споживачів у всіх основних нормальних та аварійних режимах роботи згідно закону зворотного регулювання напруги. Регулювання напруги здійснюється пристроями РПН трансформаторів.
Мережа має перспективу розвитку.
ПЕРЕЛІК ЛІТЕРАТУРИ
1. Правила устройства электроустановок. Минэнерго СССР-М.; Энергоатомиздат, 1985-640с.
2. Справочник по проектированию электроэнергетических систем / Под ред.С.С. Рокотяна и И.М. Шапиро - М.:Энергоатомиздат, 1985-352с.
3. Методичні вказівки до виконання курсового проекту з дисципліни "Електричні системи та мережі" для студентів спеціальності 8.090603 "Електротехнічні системи електроспоживання " денної форми навчання /Укл.:О.І.Байша, К.О.Братковська. - Запоріжжя: ЗНТУ, 2005. - 42 с.
4. Идельчик В.И. Электрические системы и сети - М.: Энергоатомиздат 1989-592с.
5. Электроэнергетические системы в примерах и илюстрациях / Под. Ред. В. А. Веникова - М.: Энергоатомиздат, 1983-504с.
6. Электрические системы и сети / под.ред. Г.Н. Денисенко - К.:Вища школа, 1986-584с.
7. Методичні вказівки для самостійної роботи студентівспеціальності
"Електропостачання" над проектом з курсу Електричні системи та мережі / Уклад. В.С. Сидоров, Г.Н. Меркевич, З.М. Бахор. - Львів : ЛПІ, 1992-56с.
8. Расчёты и анализ режимов работы сетей / Под. ред. В. А. Веникова. - М.:Энергия 1974- 336с.
Узел Комплекс напряженияМодульнапряженияНагрузкавузлах
1248,6000+10,0000248,6000кВ2229,8889-117,3004230,5389кВ3243,4129-13,7140243,4413кВ4229,8247-117,2558230,4715кВ0,0000+10,00005209,5162-136,0202212,5900кВ26,0000+119,22936235,0203-116,2016235,5780кВ7244,5880-13,3282244,6106кВ8234,9161-116,1636235,4715кВ0,0000+10,00009221,3356-129,7353223,3241кВ19,0000+114,052210120,1647-19,1066120,5093кВ11115,8353-113,2974116,5961кВ13,0000+19,614712117,4376-19,2192117,7989кВ13107,9010-117,5436109,3179кВ8,0000+15,9167От узла - к узлу Мощность в начале Мощность в конце Зарядная мощность
3-234,4530+132,029734,3831+128,32602-48,2964+14,88908,2932+14,88902-526,0867+123,437026,0000+119,22937-632,4915+122,547832,4426+119,95496-813,4006+13,866613,3941+13,86666-919,0419+116,088419,0000+114,052210-1113,0422+110,449213,0000+19,614712-138,0635+17,06728,0000+15,91671-331,7373+124,288131,4379+123,3072-7,18131-735,9256+123,645735,6624+122,7832-5,50503-7-3,0891+1-4,2480-3,0969+1-4,2736-10,47298-1013,3941+17,515313,0802+17,2202-3,45294-128,2932+16,16018,0775+15,9574-1,1998Узел Комплекс напряженияМодульнапряженияНагрузкавузлах
1228,8000+10,0000228,8000кВ2224,2365-17,0068224,3460кВ3227,7898-11,7419227,7964кВ4224,2121-17,0061224,3216кВ0,0000+10,00005217,8195-114,2811218,2871кВ9,3600+16,92266226,9161-16,5991227,0120кВ7228,2144-11,5851228,2199кВ8226,8762-16,6219226,9728кВ0,0000+10,00009222,3834-111,8651222,6997кВ6,8400+15,058810118,4461-14,1392118,5184кВ11116,9960-15,7390117,1366кВ4,6800+13,461312116,9255-14,0450116,9954кВ13113,9342-17,2221114,1628кВ2,8800+12,1300От узла - к узлуМощностьвначалеМощностьвконцеЗаряднаямощность
3-212,3015+17,835512,2938+17,42892-42,9231+1-0,01092,9228+1-0,01092-59,3707+17,43989,3600+16,92267-611,6079+12,687811,6027+12,41756-84,7573+1-2,90674,7562+1-2,90676-96,8455+15,32426,8400+15,058810-114,6854+13,56844,6800+13,461312-132,8876+12,26672,8800+12,13001-311,3057+12,639511,2759+12,541-6,28801-712,8101+10,740112,7825+10,649-4,79203-7-1,0996+1-1,4236-1,1006+1-1,427-9,11648-104,7562+10,48344,7234+10,4526-3,33984-122,9228+11,19322,9016+11,1733-1,1835Узел Комплекс напряженияМодульнапряженияНагрузкавузлах
1250,8000+10,0000250,8000кВ2226,6286-121,5223227,6483кВ3239,5392-17,9671239,6716кВ4226,5635-121,4968227,5811кВ0,0000+10,00005205,5274-140,0626209,3956кВ26,0000+119,22936220,1759-126,7105221,7902кВ7231,6195-113,6328232,0204кВ8220,0680-126,6559221,6765кВ0,0000+10,00009204,6721-140,2828208,5986кВ19,0000+114,052210112,0145-114,3677112,9322кВ11107,1209-118,5878108,7217кВ13,0000+19,614712117,5900-111,5131118,1523кВ13107,9333-119,6289109,7037кВ8,0000+15,9167От узла - к узлуМощностьвначалеМощностьвконцеЗаряднаямощность
3-234,3290+129,442134,2623+125,91042-48,1730+12,34408,1704+12,34402-526,0893+123,566426,0000+119,22937-632,5706+124,310432,5132+121,26696-813,4651+14,880813,4573+14,88086-919,0481+116,386019,0000+114,052210-1113,0486+110,574413,0000+19,614712-138,0631+17,05918,0000+15,91671-368,9299+153,371667,5304+148,7856-6,96063-733,1275+123,668632,6446+122,0865-9,42268-1013,4573+18,114613,0866+17,7661-3,03244-124,0852+12,41144,0386+12,3676-1,20704-124,0852+12,41144,0386+12,3676-1,2070
89,1 +110,55 + 90,75 + 67,65
2б,15 • (110,55 + 90,75 + 89,1) + (11,7 + б) • (90,75 + 89,1) + 2б • 89,1 -4 МВ
89,1 +110,55 + 90,75 + б7,б5-,ар
Q24 - Ql2 - Q2 - 30.4 - 2б - 4.4 МВар
Q34 - Ql3 - Q3 - 29.4 - 1б.15 -13.25 МВар
Q45 - Q5 - б МВар
3
Обирається провід АСО перетином Е_4 = 240 мм за довідником [2]
5АWл = 11135,3 МВт г
6 нтз = 19 + J13,45 + 0.038 + Jl,87 = 19,038 + jl5,32 MBA
7к _ 0.4 +_0,58,
"" .0,3756,88" ..
* е^1 _ 04 + -у- + -у- _ 3-44
---------------
------------------------------------------------------------
---------------
------------------------------------------------------------
Документ
Категория
Рефераты
Просмотров
17
Размер файла
738 Кб
Теги
курсач
1/--страниц
Пожаловаться на содержимое документа