Проектирование района электрических сетей

41 1.dwg

КП-НГТУ-140211-05-ЭСН-41-09
района электрических
ВЛ 1-2 АС24039 L=60 км
ВЛ 2-3 АС24039 L=25 км
ВЛ 2-4 АС24039 L=50 км
ВЛ 1-6 АС24039 L=80 км
ВЛ 4-5 АС24039 L=80 км
ВЛ 1-5 АС24039 L=125 км
ВЛ 5-6 АС24039 L=75 км
ВЛ 7-8 АС9516 L=70 км
ВЛ 7-10 АС12019 L=35 км
ВЛ 10-9 АС12019 L=35 км
ВЛ 10-11 АС12019 L=20 км
ВЛ 8-9 АС12019 L=70 км
х АТДЦТН-125000220110

Однолинейная схема.doc

-----------------------

Однол схем+граф.doc

-----------------------

41 2 1.dwg

U =228463-j4338 кВ U =228504 кВnU =229404-j3656 кВ U =229434 кВ
z =z =8715+j15012 Ом
I =0015-j001 кАnI =0011-j004 кА
S =672+j326 МВАnS =566+j302 МВА
U =230000-j0000 кВ U =23000 кВnU =230000-j0000 кВ U =23000 кВ
U =230781-j2465 кВ U =230794 кВnU =230964-j2104 кВ U =231973 кВ
U =22034-j14257 кВ U =220801 кВnU =225603-j1041 кВ U =225843 кВ
U =216665-j15204 кВ U =217198 кВnU =222528-j11203 кВ U =22281 кВ
U =9777-j1592 кВ U =9906 кВnU =10254-j1177 кВ U =10321 кВ
U =10266-j1184 кВ U =10334 кВnU =1063-j0801 кВ U =1066 кВ
U =113449-j12065 кВ U =114089 кВnU =117193-j8503 кВ U =117501 кВ
U =109013-j15139 кВ U =110059 кВnU =113943-j11004 кВ U =114473 кВ
U =10372-j17773 кВ U =105225 кВnU =110538-j13219 кВ U =111326 кВ
U =102246-j18646 кВ U =103933 кВnU =109264-j14113 кВ U =110172 кВ
U =U =U =U =9038-j2145 кВ U =U =U =U =9286 кВnU =U =U =U =9818-j1582 кВ U =U =U =U =9945 кВ
S =108952+j49636 МВАnS =80716+j39232 МВА
S =2448+j1006 МВАnS =204+j89 МВА
S =10+j4 МВАnS =33+j224 МВА
S =22+j11 МВАnS =132+j847 МВА
S =60+j11 МВАnS =386+j216 МВА
S =S =S =S =10+j39075 МВАnS =S =S =S =72475+j27775 МВА
z =z =0491+j48668 Ом
z =z =0982+j82524 Ом
z =z =z =z =1405+j49594 Ом
S =487+j208 МВАnS =403+j1556 МВА
КП-НГТУ-140211-05-ЭСН-41-09
Схема замещения сети
для уточняющего расчета
Векторная диаграмма режимов линии Л4-5
а) Режим наибольших нагрузок (натурильный коэффициент мощности)
б) Режим наибольших нагрузок (машинный расчет)
в) Режим наибольших нагрузок (включение УПК в линию)
г) режим холостого хода

Граф.doc

-----------------------

Титульник.doc

-----------------------
Нижегородский государственный
технический университет
Пояснительная записка
«Проектирование района электрических сетей»
Кокорев Андрей Александрович
Факультет: автоматики и электромеханики
Кафедра: электроэнергетики и электроснабжения
КП-НГТУ-140211-05-ЭСН-41-09

41.doc

НИЖЕГОРОДСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ
Факультет: автоматики и электромеханики
Кафедра: Электроэнергетики и электроснабжения
Проектирование района электрических сетей
(наименование темы проекта)
ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА
(подпись) (фамилия и.
Расчет графиков нагрузки в узлах сетевого района 4
Оценочный расчет потокораспределения. 11
Оценка загрузки ЛЭП в послеаварийных и ремонтных режимах 19
Оценка целесообразности сохранения заданных уровней напряжения
Выбор сечения и марки проводов воздушных линий электропередач 24
Выбор числа и мощности трансформаторов на подстанциях расчет потерь
в трансформаторах 28
Выбор режима нейтрали 34
Выбор главных схем РУ подстанций 36
Уточняющий расчет режимов максимальных и минимальных нагрузок для
нормальной (послеаварийной и ремонтной) схемы электросетевого района. 40
Расчет положений РПН на силовых подстанции 55
Список литературы 59
Расчет графиков нагрузки в узлах сетевого района
Режимы потребления электроэнергии отдельных потребителей и
энергосистемы в целом характеризуются графиками электрических нагрузок
отражающими изменение потребляемой мощности в течение суток или года.
Определение перспектив изменения электрических нагрузок необходимо для
решения большинства вопросов возникающих при проектировании развития
энергосистемы в том числе выбора напряжения и схемы электрической сети
основного оборудования расчетов режимов работы сетей. В данном курсовом
проекте предусмотрено применение метода суммирования типовых отраслевых
графиков отдельных предприятий поскольку метод в наибольшей степени
отражает физические закономерности формирования реальных графиков нагрузок
мощных узлов и энергосистем.
Расчет суточных графиков активных и реактивных нагрузок выполняется с
помощью разработанной на кафедре «Электроэнергетика и электроснабжение»
учебной программы расчетов перспективных нагрузок.
На данном этапе выполнения курсового проекта используется информация
об узлах сетевого района в которых имеет место подключение нагрузок
конечных потребителей электроэнергии. При этом обозначенные цифровыми
кодами узлы на однолинейной схеме сетевого района трактуются как
распределительные устройства подстанций подключенные к сетям заданных
Основная исходная информация в форме характерных суточных графиков
активных и реактивных нагрузок (в относительных единицах) по рабочим и
выходным дням предприятий различных отраслей хранится в файле исходных
данных и недоступна студенту. В соответствии с индивидуальным заданием на
курсовое проектирование студент вводит дополнительную информацию об
отраслевом составе предприятий в отдельных узлах нагрузки их максимальной
активной мощности и значении tgφм в часы максимума предприятия. Значения
максимальных мощностей действующих и вновь строящихся предприятий заданы с
учетом перспективы развития.
Предельные значения коэффициентов реактивной мощности tgφм в
соответствии с действующей нормативной базой приведены в таблице 1.1.
Таблица 1.1 – Предельные значения коэффициентов реактивной мощности
Положение точки присоединения потребителя к электрической Значение tgφм
В курсовом и дипломном проектировании для сетей 220 кВ принимаем
На основании этой информации программа производит расчет суточных
графиков нагрузки предприятий в именованных единицах и на их основе
формирует суточные графики режимов рабочих и выходных дней для узлов и
сетевого района в целом. Одновременно с этим производится расчет некоторых
интегральных характеристик режима требующих наиболее трудоемких
однообразных вычислений. Развернутая однолинейная схема района и
направленный граф сетевого района приведены на рисунках 1.1 и 1.2.
Рисунок 1.1 - Развернутая однолинейная схема сетевого района
Рисунок 1.2 – Граф сетевого района
Исходные данные вводимые в программу является таблица 1.2.
Таблица 1.2 – Исходные данные
Наименование Pм tgφ
Узел Потребители Отрасль
Нефтеперерабатывающий Нефтепереработка 40 05
Литейное производство Черная металлургия 30 05
Деревообрабатывающий Деревообрабатывающая 20 05
Целлюлозно-бумажный Целлюлозно-бумажная 40 05
Печатная и отделочная Печатные и отделочные 12 04
Угледобыча Угледобыча 15 04
Прядильно-ткацкая Прядильно-ткацкая 22 05
РМЗ Ремонтно-механический 10 04
Пищевая промышленностьПищевая промышленность 25 04
Тяжелое машиностроениеТяжелое машиностроение 30 04
Химкомбинат оргстекла Химия 14 04
Литейное пр-во Химия 7 04
Цех подготовки сырья Легкая промышленность 6 04
Цех расфасовки Легкая промышленность 3 04
Компрессорная Химия 35 04
Цех мойки тары Легкая промышленность 25 04
Насосная Химия 4 04
Итоги расчетов программы является таблицы 1.3 и 1.4.
Также произведем построение графика электропотребления одного из
предприятий сетевого района а именно «Нефтеперерабатывающего завода»
получающего питания с ПС-3.
Исходные данные для построения графика берутся из программы и
представлены в таблице1.5.
Таблица 1.5 – Режим «Нефтеперерабатывающего завода»
Предприятие Нефтеперерабатывающий завод
Отрасль Нефтепереработка
Максимальная мощность МВт 40
Тангенс фи в час максимума 05
Суточное эл-потребление Wа.раб тыс.кВт*ч8732
Суточное эл-потребление Wр.раб 4142
Суточное эл-потребление Wа.вых тыс.кВт*ч8732
Суточное эл-потребление Wр.вых 4142
Исходные данные для построения графиков потребления мощностей
представлены в таблице 1.6
Таблица 1.6 – Данные для построения графиков электропотребления
Час Итоговый график МВт Мвар Qирм Мвар
Pраб Qраб Pвых Qвых Qраб Qвых
Графики электропотребления представлены на рисунках 1.3 и 1.4.
Рисунок 1.3 – График электропотребления в рабочие дни
Рисунок 1.4 – График электропотребления в выходные дни
Оценочный расчет потокораспределения.
Заданием на курсовое проектирование определена схема электрической
сети с соответствующим набором узлов нагрузки и линий электропередач.
Произведём расчёт параметров ЛЭП при этом вводим следующие допущения:
удельное активное сопротивление одной цепи линии принимаем
удельное реактивное сопротивление одной цепи линии принимаем
удельная емкостная проводимость одной цепи линии принимаем b0=27·10-
Программа предназначена для расчёта симметричного установившегося
режима (УР) электроэнергетических систем произвольной конфигурации.
Для базовой версии расчетная схема должна содержать не более 200 узлов
и 200 ветвей. Количество балансирующих узлов по активной и базовых
(опорных) по реактивной мощности не ограничивается. Ветвями моделируются
линии электропередачи и трансформаторы. Программа позволяет учесть наличие
в моделях линий поперечных активных и реактивных проводимостей на землю.
Схема может содержать трансформаторные ветви с комплексными коэффициентами
трансформации позволяющими учесть поперечное и смешанное регулирование
напряжения. При необходимости в моделях трансформатора могут быть учтены
поперечные активные и реактивные проводимости моделирующие потери
Ввод исходных данных производиться с помощью встроенного редактора
состоящего из двух таблиц – таблицы ветвей и таблицы узлов. Перед расчётом
исходные данные считываются и проверяются на наличие явных ошибок.
Расчет параметров ЛЭП производиться по следующим формулам:
где l – длина линии км.
Расчет параметров ЛЭП приведем в форме таблице 2.1.
Произведем расчет параметров схемы замещения автотрансформатора связи
АТДЦТН–6300022011010 его паспортные данные приведены в таблице 2.2.
Таблица 2.2 – Паспортные данные автотрансформатора АТДЦТН –
Наименование Значение
Мощность Sн 63 МВ·А
Мощность обмотки НН Sнн.ном 32 МВ·А
Напряжение ВН Uв 230 кВ
Напряжение СН Uс 121 кВ
Напряжение НН Uн 11 кВ
Потери Х.Х. ΔPх 37 кВт
Потери К.З. ΔPк (в-с) 215 кВт
Напряжение КЗ В-С Uк (в-с) 11 %
Напряжение КЗ В-Н Uк (в-н) 35 %
Напряжение КЗ С-Н Uк (с-н) 22 %
Рассчитаем параметры схемы замещения автотрансформатора. Сквозное
Активное сопротивление обмоток ВН СН и НН:
Реактивное сопротивление обмоток ВН СН и НН:
Реактивные потери х.х.:
Проводимость схемы замещения трансформатора:
Произведем расчет параметров схемы замещения трансформатора
ТРДН4000011080У1 проектируемой ранние подстанции ПС9 паспортные
данные трансформатора приведены в таблице 2.3.
Таблица 2.3 – Паспортные данные трансформатора ТРДН4000011080У1
Напряжение ВН Uв 115 кВ
Напряжение НН Uн 105105 кВ
Потери Х.Х. ΔPх 30 кВт
Потери К.З. ΔPк (в-н) 172 кВт
Напряжение КЗ В-Н Uк (в-н) 105 %
Напряжение КЗ Н1-Н2 Uк (н1-н2) 15%
Сквозное сопротивление:
Активное сопротивление обмоток ВН СН и НН :
Принимаем в качестве исходной информации: нагрузки по узлам сети
(таблица 1.4) параметры ветвей (таблица 2.1) генерируемая мощность ГЭС
составляет 40% от максимальной потребляемой мощности всего сетевого
района базисное напряжение – 230кВ номинальное напряжение – 220кВ.
Решаем задачу расчета установившегося режима сети с помощью программы
Project 2. Сведем результаты работы программы в таблицах 2.4-2.7.
Оценка загрузки ЛЭП в послеаварийных и ремонтных режимах
Расчеты загрузки ЛЭП в наибольших установившихся послеаварийных и
(или) ремонтных режимах выполняются путем поочередного отключения по одной
линии электропередач или по одному силовому трансформатору при задании в
узлах нагрузок соответствующих режиму наибольшей загрузки сети. Наложение
аварийных ситуаций на ремонты части оборудования не рассматриваются. При
определении отключаемых элементов схемы замещения следует учитывать
наличие соответствующих коммутационных аппаратов в соответствующих узлах
реальной электрической схемы электросетевого участка.
После проведения всех расчетов необходимо выбрать наибольший ток для
каждой линии. Результаты сведем в таблицу 3.1.
Правильный выбор напряжения сети при проектировании существенно влияет
на ее технико-экономические показатели и технические характеристики.
Экономически целесообразное номинальное напряжение зависит от:
мощности нагрузок удаленности их от центров питания от выбранной
конфигурации электрической сети способов регулирования напряжения и т.д.
Однако при ориентировочном выборе номинального напряжения достаточно
располагать значениями передаваемых мощностей и расстояниями на которые
Для определения оптимального напряжения воспользуемся эмпирическими
Илларионова (без ограничений [pic] и [pic]):
Стилла (используется при условии [pic]и [pic]):
Залесского (используется при условии [pic]и [pic]):
Найденные по расчетным выражениям приближенные значения напряжений
округляются до ближайшего номинального.
Мощность передаваемая по электропередаче определяется по формуле:
Расчет оформляется в форме таблицы 4.1.
Выбор сечения и марки проводов воздушных линий электропередач
Выбор сечений проводов осуществлять используя метод экономической
Сечение провода рассчитывается по формуле:
где jэк – экономическая плотность тока Амм2;
Iр – расчетная сила тока А.
Расчетная сила тока определяется по формуле:
где IНБ – ток наибольшего режима нагрузки А;
αi – коэффициент учитывающий изменение нагрузки по годам эксплуатации
линии о.е. Для линий 110 220 кВ α
αt – коэффициент учитывающий число часов использования максимума
нагрузки TМ и участие нагрузки ВЛ в максимуме энергосистемы KМ о.е.
Для всех линий принимаем KМ = 1.
TМ определяем исходя из отрасли к которой принадлежит предприятие.
Результаты заносим в таблицу 5.1.
Таблица 5.1 – Выбор значения использования максимума нагрузок
Отрасль промышленности ТМ час
Нефтепереработка 7100
Черная металлургия 6500
Цветная металлургия 7500
Прядильно-ткацкие фабрики 4500
Ремонтные и механические заводы 4370
Целлюлозно-бумажная 6000
Деревообрабатывающая 3000
Печатные и отделочные фабрики 4500
Пищевая промышленность 7000
В соответствии с таблицей усредненных значений [pic] по известным KM
4000 ≤ ТМ ≤ 6000 ч [pic]
После расчета сечения по формуле (5.1) необходимо выбрать ближайшее
сечение провода из ряда стандартных сечений.
Выбранные сечения проводов должны быть проверены по допустимой
длительной токовой нагрузке при нормальной и ремонтной или послеаварийной
схеме электросетевого района.
где IНР – максимальный ток послеаварийного или ремонтного режима А;
Iдоп – допустимый ток А;
k – поправочный коэффициент на температуру воздуха принимаем k
В необходимых случаях должна быть выполнена проверка по условиям
По условиям короны минимальным сечением проводника для напряжения сети
0кВ – 240мм2 для 110кВ – 70мм2.
Допускается занижение сечения проводника если меньшее сечение
проходит по условию проверки длительно-допустимым током.
Проверке по допустимым потерям и отклонениям напряжения воздушные
линии 35кВ и выше не подлежат.
При выборе сечения по экономической плотности тока полученное значение
по формуле (5.1) носит рекомендательный характер и допускается уменьшать
полученное сечение в два раза. Основное значение имеет проверка проводов
по допустимой токовой нагрузки по нагреву.
Результаты вычислений занесены в таблицу 5.1.
Выбор числа и мощности трансформаторов на подстанциях расчет потерь в
Выбор трансформаторов осуществляется по следующей исходной информации:
мощность нагрузки принимать по данным технического задания с учетом их
перспективного роста и результатов расчетов КРМ;
в качестве номинального напряжения обмоток высокого напряжения
трансформаторов использовать номинальное напряжение существующего
электросетевого района с соответствующей коррекцией по итогам уточняющих
в качестве номинального напряжения обмоток низкого напряжения
использовать стандартные номинальные напряжения 63 105 или 385кВ.
Число трансформаторов на всех подстанциях принимаем равным двум. Выбор
мощности одного трансформатора производим с учетом его перегрузочной
где SПС – расчетная нагрузка подстанции;
kсм – коэффициент смещения максимумов kсм = 085÷095;
Sрасч.Т – расчетная мощность трансформатора;
Sт.расч – расчетная трансформируемая мощность;
Sном.Т – номинальная мощность трансформатора.
Выбор автотрансформаторов установленных на подстанциях связи (ПС5 и
ПС6) а также на ПС3 осуществляется по мощности передаваемой через
где Uа Uр – активная и реактивная составляющая комплекса напряжения
Iср Iса – активная и реактивная составляющая сопряженного комплекса
Расчетная трансформируемая нагрузка для ПС связи будет:
После выбора типа АТ связи необходимо провести проверку:
где kЗ.АВ – фактический коэффициент загрузки в аварийном режиме;
kЗ.НОРМ – фактический коэффициент загрузки в нормальном режиме;
kП.АВ – допустимый коэффициент перегрузки равный 14.
Далее необходимо определить параметры схемы замещения АТ. Реактивное
сопротивление обмоток АТ по формулам (1.4)-(1.8).
Потери мощности в АТ рассчитываются по формулам:
Трансформаторы с расщепленной обмоткой низшего напряжения установленны на
ПС9 и ПС11. Расчетная мощность трансформатора определяется по формуле
(6.2) модель трансформатор выбирается по условию (6.3). Количество
трансформаторов на ПС 9 принимаем равным двум. Расчетная трансформируемая
мощность на ПС 9 определяется из таблицы 1.4. Проверка проводится по
выражениям (6.7) (6.8) и (6.9).
Далее необходимо определить параметры схемы замещения трансформатора
по формулам (1.8)-(1.13). Потерь мощности в трансформаторе рассчитываются
При расчете потерь мощности считаем что вся нагрузка подстанции
равномерно распределена между обмотками низкого напряжения
Выбор режима нейтрали
Сети напряжением 110 кВ и выше являются сетями с эффективно
заземленной нейтралью.
Согласно ПУЭ электрической сетью с эффективно заземленной нейтралью
называется трехфазная электрическая сеть выше 1 кВ в которой коэффициент
замыкания на землю не превышает 14 (отношение разности потенциалов между
неповрежденной фазой и землей в точке замыкания на землю другой фазы или
других фаз к разности потенциалов между фазой и землей в этой точке до
В сетях 110 кВ и выше определяющим в выборе способа заземления
нейтралей является фактор стоимости изоляции. Здесь применяется
эффективное заземление нейтралей при котором во время однофазных
замыканий напряжение на неповреждённых фазах относительно земли равно
примерно 08 междуфазного напряжения в нормальном режиме работы. Это
основное достоинство такого способа заземления нейтрали.
Однако рассматриваемый режим нейтрали имеет и ряд недостатков. Так
при замыкании одной фазы на землю образуется короткозамкнутый контур через
землю и нейтраль источника с малым сопротивлением к которому приложено
ЭДС фазы. Возникает режим к.з. сопровождающийся протеканием больших
токов. Во избежание повреждения оборудования длительное протекание больших
токов недопустимо поэтому к.з. быстро отключаются релейной защитой.
Правда значительная часть однофазных повреждений в электрических сетях
напряжением 110 кВ и выше относится к самоустраняющимся т.е. исчезающим
после снятия напряжения. В таких случаях эффективны устройства АПВ
которые действуя после работы устройств РЗ восстанавливают питание
потребителей за минимальное время.
Второй недостаток – значительное удорожание выполняемого в РУ контура
заземления который должен отвести на землю большие токи к.з. и поэтому
представляет собой в данном случае сложное инженерное сооружение.
Третий недостаток – значительный ток однофазного к.з. который при
большом количестве заземлённых нейтралей трансформаторов а также в сетях
с автотрансформаторами может превышать токи трёхфазного к.з. Для
уменьшения токов однофазного к.з применяют если это возможно и
эффективно частичное разземление нейтралей (в основном в сетях 110–220
кВ). Возможно применение для тех же целей токоограничивающих
сопротивлений включаемых в нейтрали трансформаторов.
Так как изоляция нулевых выводов обычно не рассчитывается на полное
напряжение то в режиме разземления нейтрали необходимо снизить возможные
перенапряжения путём присоединения вентильных разрядников или ОПН к
нулевой точке трансформатора.
Схемы заземления нейтралей автотрансформаторов АТДЦТН и
трансформаторов ТРДН изображены на рисунке 7.1.
Рисунок 7.1 – Конструктивное исполнение узла заземления нейтралей
силовых АТ (АТДЦТН) и трансформаторов с расщепленной обмоткой низшего
напряжения применяемых на ПС электросетевого района
Выбор главных схем РУ подстанций
Главные схемы РУ подстанций выбираем в зависимости от номинальных
значений напряжений вида подстанции и других параметров.
Таблица 8.1 – Перечень типовых схем применяемых в РУ ПС
электросетевого района
РУ ПС Название схемы РУ Обоснование выбора
ПС 1 РУ 220 кВ Две рабочие и обходнаяСхема удовлетворяет требованиям по
ОЭС система шин ремонту так как при ремонте одной из
рабочих шин не происходит отключения
присоединенных к ней линий.
ПС 3 РУ 220 кВ Мостик с Подстанция отпаечная и не имеет
выключателя-ми в цепяхпотребителей на стороне 220 кВ.
ремонтной перемы-чкой
ПС 3 РУ 110 кВ Одна рабочая Схема удовлетворяет требованиям по
секциони-рованная ремонту. Обходной выключатель способен
выключателем и заменить любой выключатель в схеме при
обходная система шин. ремонте.
ПС 4 РУ 220 кВ Две рабочие и обходнаяСхема удовлетворяет требованиям по
система шин ремонту так как при ремонте одной из
ПС 6 РУ 110 кВ Одна рабочая Схема удовлетворяет требованиям по
ПС 6 РУ 10 кВ Одна рабочая система Схема применяется в РУ 10 –35 кВ проста
шин секционированная в исполнении.
ПС 5 РУ 220 кВ Две рабочие и обходнаяСхема удовлетворяет требованиям по
присоедененых к ней линий.
ПС 5 РУ 110 кВ Одна рабочая Схема удовлетворяет требованиям по
ПС 5 РУ 10 кВ Одна рабочая система Схема применяется в РУ 10 –35 кВ проста
ПС 9 РУ 110 кВ Шестиугольник. Для двухтрансформаторных узловых ПС с
-я или 4-я ВЛ или с другим соотношением
ПС 9 РУ 10 кВ Одна рабочая система Схема применяется в РУ 6 –35 кВ проста
ПС 11 РУ 110 кВДва блока с Подстанция отпаечная и не имеет
выключателя-ми и потребителей на стороне 110 кВ. Данная
неавтоматической схема применяется для отпаечных
перемычкой со стороны двухтрансформаторных подстанций
линий питаемых по двум ВЛ.
ПС 11 РУ 6 кВ Одна рабочая система Схема применяется в РУ 6 –35 кВ проста
Рисунок 8.1 – Две рабочие и обходная системы шин
Рисунок 8.2 – Одна рабочая секционированная выключателем и обходная
Рисунок 8.3 – Мостик с выключателями и ремонтной перемычкой со стороны
Рисунок 8.4 – Два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой
Рисунок 8.5 – Одна рабочая секционированная выключателем система шин
Рисунок 8.6 - Шестиугольник
нормальной (послеаварийной и ремонтной) схемы электросетевого района.
Произведем расчет параметров схемы замещения ЛЭП для уточняющего
Уточняющий расчет выполняется на основе выбранных трансформаторов
ПС5 ПС6 (таблица 6.1) и ПС9 (таблица 6.2) и выбранных сечений проводов
ЛЭП (таблица 5.1). Параметры схем замещения трансформаторов были
рассчитаны ранее (таблица 6.1 6.2). Необходимо провести расчет параметров
схем замещения ЛЭП. Активное сопротивление линии определяется по формуле
(2.1) индуктивное сопротивление линии – по формуле (2.2) емкостная
проводимость – по формуле (2.3)
Удельное индуктивное сопротивление линии:
где Dср – среднегеометрическое расстояние между проводами;
Rэ – эквивалентный радиус для расщепленной фазы если в фазе один
провод то берется равным радиусу провода;
nф – число проводов в фазе.
Удельная емкостная проводимость:
Результаты расчета уточненных параметров ЛЭП сведем в таблицу 9.1.
Уточняющий расчет максимальных нагрузок для нормальной схемы
электросетевого района. Принимаем в качестве исходной информации:
найденные уточненные параметры ветвей (таблица 9.1);
найденные уточненные параметры трансформаторов подстанций (таблица 6.1);
базисное напряжение – 230 кВ;
мощность генерируемая ГЭС равна 40% от Pmax.сети (таблица 1.3).
Расчет установившегося режима сети производим с помощью программы
Исходная информация вводимая в программу Project 2.13 приведена в
таблицах 9.2 – 9.3 результаты расчета в таблицах 9.4 – 9.5.
Уточняющий расчет минимальных нагрузок для нормальной схемы
электросетевого района.
Принимаем в качестве исходной информации:
базисное напряжение – 220 кВ;
мощность генерируемая ГЭС равна 40% от Pmin.сети (таблица 1.3).
таблицах 9.6 – 9.7 результаты расчета в таблицах 9.8 – 9.9.
Произведем расчет загрузки ЛЭП в наибольших установившихся послеаварийных
и (или) ремонтных режимах с применением программы Project 2.13. Выполнение
данной части курсового проекта производиться аналогично как и в третий
главе данного курсового проекта.
Результаты расчета сведем в таблицу 9.10.
Расчет положений РПН на силовых подстанции
На понижающей подстанции ПС 9 установлены два трансформатора с
расщепленной обмоткой низшего напряжения типа ТРДН-40000110-80У1.
Регулирование напряжения осуществляется в обмотке ВН под нагрузкой (PПН) в
пределах ±9×178% номинального напряжения.
Рисунок 10.1 – Схема замещения группы трансформаторов
Так как трансформатор установленный на подстанции является
трансформатором с расщепленной обмоткой низшего напряжения и было принято
что нагрузка по обмоткам низшего напряжения распределяется равномерно то
достаточно будет определить напряжение только на одной из шин низшего
напряжения так как на второй оно будет аналогичным.
Режим максимальных нагрузок:
Определим уровень напряжения в точке 0 схемы замещения трансформаторов
с учетом продольной и поперечной составляющими падения напряжения:
где ΔU – продольная составляющая падения напряжения;
U1 – напряжение на вводах высокого напряжения;
U – поперечная составляющая падения напряжения;
Pв' Qв' – активная и реактивная мощность проходящая через обмотку
Вычислим приведенные к стороне ВН значения напряжений на вторичных
где Pн1' Q н1' – активная и реактивная мощность проходящая через
r н1 x н1 – активное и реактивное сопротивления обмотки НН.
Желаемое напряжение в обмотке:
В режиме максимальной нагрузки [pic].
Определение необходимых ответвлений РПН для обеспечения желаемого
напряжения на шинах НН. Номер ответвления РПН рассчитывается по формуле:
где Δk% – ступень регулирования РПН.
Округляем номер ответвления до целого числа. n1=–5.
Действительное напряжение на шинах НН при выбранном номере ответвления
РПН находится по формуле:
Полученное напряжение обмотки НН по условиям ПУЭ не проходит. Берем
следующее ответвление n1=–6:
При данном положении РПН напряжение на шинах НН по условиям ПКЭ
Режим минимальных нагрузок:
Рассчитываем напряжение U0 по формуле 10.1.
обмотках по формуле 10.2:
Желаемое напряжение в обмотках находим по формуле 10.3. В режиме
минимальной нагрузки [pic].
Рассчитываем номер ответвления РПН по формуле 10.4:
Округляем номер ответвления до целого числа. n1=0.
Полученное напряжение обмотки НН по условиям ПУЭ проходит.
Целью курсового проекта является проектирование района электрических
цепей. В задании на курсовой проект были предоставлены следующие исходные
данные: значения нагрузок в узлах схемы сетевого района и план
Электросетевой район состоит из двух колей одно из которых
номинальным напряжением 220кВ а второе – 110. Кольца разных напряжений
соединяются двумя подстанциями связи.
Кольцо 220кВ содержит одну отпаячную подстанцию кольцо 110 кВ – две
подстанции (одну отпаячную вторую - транзитную).
В ходе выполнения курсового проекта мною был произведен оценочный
расчет режима наибольших нагрузок сетевого района и оценка загрузки ЛЭП в
послеаварийных и ремонтных режимах. На основании произведенных расчетов
мной были выбраны линии электропередач и произведена оценка
целесообразности сохранения заданных уровней напряжения электропередач.
Также был произведен выбор мощности и числа трансформаторов а также
главный схем распределительных устройств высокого и низкого напряжения на
всех подстанция электросетевого района.
После выбора сечений ЛЭП и трансформаторов произвел комплекс
уточняющих расчетов рабочих и ремонтных (послеаварийных) режимов
В конце данного курсового проекты был произведен расчет положения
уставок РПН на проектируемой подстанции.
Правила устройства электроустановок.- 7-е изд. - М.: Изд-во НЦ ЭНАС
ИдельчикВ.И. Электрические системы и сети.- М. Энергоатомиздат 1989-
РожковаЛ.Д. Электрооборудование электрических станций и подстанций. –
М.: Издательский центр «Академия» 2005. – 448 с.
Справочник по проектированию электрических сетей И.Г.Карапетян
Д.Л.Файбисович И.М.Шапиро и др.; Под ред. Д.Л.Файбисовича.- М.: Изд-во
ТатаровЕ.И ШарыгинМ.В. Расчет электрических нагрузок на перспективу.
Инструкция пользователя программы «Расчет нагрузок сети»: Мет. указания
для выполнения лабораторных работ курсового и дипломного проектирования
по курсу «Электроэнергетические системы и сети» для студентов
специальностей 100200 100400 всех форм обучения НГТУ; Н.Новгород 2006.
ТатаровЕ.И ШарыгинМ.В Расчеты симметричных режимов
электроэнергетических систем. Инструкция пользователя программы «Project»:
Мет. указания для выполнения лабораторных работ курсового и дипломного
проектирования по курсу «Электроэнергетические системы и сети» для
студентов специальностей 100200 100400 всех форм обучения НГТУ;
КовановаИ.В. ТатаровЕ.И. ЩегольковаТ.М. Методические указания к
курсовому проекту по дисциплине «Генерирование и передача электроэнергии»
для студентов направления Т. 17 «Электроэнергетика» НГТУ. Н.Новгород
Указания по применению типовых схем: Мет. указания для выполнения курс
проектов по курсам «Производство электроэнергии» и «Электрические системы
и сети» для студентов спец. 100200 100400 всех форм обучения НГТУ;
Сост.: Е.И.Татаров. Т.М.Щеголькова. Н.Новгород 1997.18 с.
Стандарт предприятия. Проекты (работы) дипломные и курсовые. Общие
требования к оформлению пояснительных записок и чертежей. – СТП I-Н-НГТУ-
Методические указания к выполнению графической части курсовых и
дипломных проектов НГТУ; Сост. :Т.М.Щеголькова Е.И.Татаров и др.
Н.Новгород 2002-33с.
Стандарт предприятия СТП 1-У-НГТУ-2004 «Общие требования к оформлению
пояснительных записок дипломных и курсовых проектов»

41 2.dwg

U =228463-j4338 кВ U =228504 кВnU =229404-j3656 кВ U =229434 кВ
z =z =8715+j15012 Ом
I =0015-j001 кАnI =0011-j004 кА
S =672+j326 МВАnS =566+j302 МВА
U =230000-j0000 кВ U =23000 кВnU =230000-j0000 кВ U =23000 кВ
U =230781-j2465 кВ U =230794 кВnU =230964-j2104 кВ U =231973 кВ
U =22034-j14257 кВ U =220801 кВnU =225603-j1041 кВ U =225843 кВ
U =216665-j15204 кВ U =217198 кВnU =222528-j11203 кВ U =22281 кВ
U =9777-j1592 кВ U =9906 кВnU =10254-j1177 кВ U =10321 кВ
U =10266-j1184 кВ U =10334 кВnU =1063-j0801 кВ U =1066 кВ
U =113449-j12065 кВ U =114089 кВnU =117193-j8503 кВ U =117501 кВ
U =109013-j15139 кВ U =110059 кВnU =113943-j11004 кВ U =114473 кВ
U =10372-j17773 кВ U =105225 кВnU =110538-j13219 кВ U =111326 кВ
U =102246-j18646 кВ U =103933 кВnU =109264-j14113 кВ U =110172 кВ
U =U =U =U =9038-j2145 кВ U =U =U =U =9286 кВnU =U =U =U =9818-j1582 кВ U =U =U =U =9945 кВ
S =108952+j49636 МВАnS =80716+j39232 МВА
S =2448+j1006 МВАnS =204+j89 МВА
S =10+j4 МВАnS =33+j224 МВА
S =22+j11 МВАnS =132+j847 МВА
S =60+j11 МВАnS =386+j216 МВА
S =S =S =S =10+j39075 МВАnS =S =S =S =72475+j27775 МВА
z =z =0491+j48668 Ом
z =z =0982+j82524 Ом
z =z =z =z =1405+j49594 Ом
S =487+j208 МВАnS =403+j1556 МВА
I =0084-j0038 кАnI =0071-j0035 кА
I =0021-j0025 кАnI =0021-j0035 кА
I =0064+j001 кАnI =005+j0024 кА
I =0295-j0139 кАnI =0207-j0066 кА
I =0033-j0056 кАnI =0028-j0047 кА
I =0229-j0109 кАnI =0157-j0061 кА
I =0078-j0029 кАnI =0061-j0019 кА
I =0144-j0091 кАnI =0111-j0053 кА
I =0019-j0018 кАnI =001-j0008 кА
I =0163-j0093 кАnI =0123-j0056 кА
I =0123-j008 кАnI =01-j0052 кА