Расчет нагрузок и потокораспределения в электросетевом районе

N1.dwg

Лист № Докум. Подп Дата
КП - НГТУ - 140211 - 05 - ЭСН - 42 - 09
xАТДЦТНn125000220110
Предприятие nСеверсталь
Предприятие nМонетный двор
Предприятие nУкрЭнерго
Предприятие nБерезка
Предприятие nСнегурочка
Предприятие nМеталлург Мг
Предприятия Сони Металлург Нк ШихтМеталл Синтез Сибур
(натуральный коэффициент мощности)
Векторная диаграмма Л4-5 режима наибольших нагрузок
Схема замещения ВЛ для построения векторной диограммы
(итоги машинного расчета)
Векторная диаграмма Л4-5 режима наибольших нагрузок с включением УПК в линию
Векторная диаграмма Л4-5 режима холостого хода

N2.dwg

Zв23 = 693 + j1475 ОмnI7-8 = 00061 - j0041 кА
Zв26 = 693 + j1475 ОмnI7-101 = 0138 - j0087 кА
U3min = 216049 - j7664nU3min = 216185
U3max = 223552 - j10719nU3max = 223809
Лист № Докум. Подп Дата
КП - НГТУ - 140211 - 05 - ЭСН - 42 - 09
U3max = 228806 - j3178nU3max = 228828
U3min = 219085 - j286nU3min = 219104
U1max = 230nU1max = 230
U1min = 220nU1min = 220
Zв9 = 992 + j3443 ОмnI4-5 = 0178 - j0099 кА
Напряжения указаны в кВ
Zв8 = 992 + j3443 ОмnI1-6 = 0243 - j0118 кА
Zв1 = 744 + j2582 ОмnI1-201 = 0038 - j0013 кА
Zв5 = 31 + j1076 ОмnI201-3 = 0084 - j0046 кА
Zв3 = 62 + j2152 ОмnI4-201 = 0047 - j0036 кА
Zв6 = 31 + j1076 ОмnI202-3 = 0084 - j0046 кА
Zв13 = 0982 + j82524 ОмnI17-12 = 0287 - j0156 кА
Zв11 = 0491 + j48668 ОмnI6-17 = 0096 - j0056 кА
Zв15 = 491 + j0 ОмnI17-7 = 0156 - j0093 кА
Zв17 = 0491 + j48668 ОмnI5-19 = 0109 - j0066 кА
Zв33 = 827 + j22318 ОмnI21-20 =0773 - j0571 кА
Zв31 = 0827 + j35542 ОмnI11-21 = 0137 - j0098 кА
Zв35 = 0827+ j0 ОмnI21-23 = 0186 - j0129 кА
Zв2 = 744 + j2582 ОмnI1-202 = 0038 - j0013 кА
Zв4 = 62 + j2152 ОмnI4-202 = 0047 - j0036 кА
Zв7 = 155 + j538 ОмnI1-5 = 0113 - j0043 кА
Zв10 = 93 + j3228 ОмnI5-6 = 0071 - j0051 кА
Zв12 = 0491 + j48668 ОмnI6-16 = 0096 - j0056 кА
Zв16 = 491 + j0 ОмnI16-7 = 0156 - j0093 кА
Zв14 = 0982 + j82524 ОмnI16-12 = 0287 - j0156 кА
Zв18 = 0491 + j48668 ОмnI5-18 = 0109 - j0066 кА
Zв19 = 0982 + j82524 ОмnI19-13 = 0266 - j0137 кА
Zв21 = 491 + j0 ОмnI19-9 = 0182 - j0113 кА
Zв20 = 0982 + j82524 ОмnI18-13 = 0266 - j0137 кА
Zв22 = 491 + j0 ОмnI18-9 = 0182 - j0113 кА
Zв23 = 693 + j1475 ОмnI7-8 = 0061 - j0041 кА
Zв25 = 693 + j1475 ОмnI7-102 = 0138 - j0087 кА
Zв28 = 693 + j1475 ОмnI101-9 = 0 + j0002 кА
Zв27 = 693 + j1475 ОмnI102-9 = 0 + j0002 кА
Zв30 = 396 + j843 ОмnI102-11 = 0137 + j0097 кА
Zв29 = 396 + j843 ОмnI101-11 = 0137 + j0097 кА
Zв32 = 0827 + j35542 ОмnI11-22 = 0137 - j0098 кА
Zв36 = 0827+ j0 ОмnI22-23 = 0186 - j0129 кА
Zв34 = 827 + j22318 ОмnI22-20 =0773 - j0571 кА
S3max = 672 - j3912nS3max = 566 - j3624
S6max = 476 - j2892nS6max = 40 - j2556
S12max = 1068 - j442nS12max = 84 - j398
S13max = 10 - j4nS13max = 33 - j224
S8max = 22 - j11nS8max = 132 - j847
S7max = 20 - j10nS7max = 66 - j36
S20max = 30 - j12nS20max = 1875 - j914
S23max = 25 - j10nS23max = 2225 - j91
S9max = 40 - j20nS9max = 342 - j189
U4min = 222186 - j0625nU4min = 222187
U4max = 230961 - j0505nU4max = 230962
U6min = 211961 - j9519nU6min = 212175
U6max = 218786 - j12473nU6max = 219141
U5min = 215438 - j7068nU5min = 215554
U5max = 222992 - j9389nU5max = 22319
U9min = 1065 - j1006nU9min = 106974
U9max = 108687 - j13249nU9max = 109491
U11min = 104897 - j11024nU11min = 105475
U11max = 106264 - j14555nU11max = 107256
U7min = 109759 - j7931nU7min = 110045
U7max = 11251 - j10761nU7max = 113024
U8min = 111077 - j7093nU8min = 111303
U8max = 114285 - j9702nU8max = 114696
Zв24 = 693 + j1475 ОмnI8-9 = 0198 + j0126 кА
Мощности указаны в МВА
U21max = 10004 - j22822nU21max = 10261
U21min = 100301 - j1742nU21min = 101802
U23max = 33483 - j7625nU23max = 34341
U23min = 33573 - j5818nU23min = 34073
U16max = 213967 - j205nU16max = 214947
U16min = 208715 - j15104nU16min = 209261
U18max = 217353 - j18496nU18max = 218139
U18min = 211235 - j13524nU18min = 211667
U12max = 10176 - j1073nU12max = 10232
U12min = 9932 - j0798nU12min = 9964
U13max = 10344 - j0971nU13max = 10389
U13min = 10074 - j0676nU13min = 10096
U17min = 208715 - j15104nU17min = 209261
U17max = 213967 - j205nU17max = 214947
U19min = 211235 - j13524nU19min = 211667
U19max = 217353 - j18496nU19max = 218139
U20min = 9489 - j1845nU20min = 9666
U20max = 939 - j2459nU20max = 9707

Курсовой проект.doc

Расчет графиков нагрузки в узлах сетевого района. 5
Оценочный расчет потокораспределения. 10
1 Расчет параметров схемы замещения. 11
2 Расчет потокораспределения в схеме замещения электросетевого района
с использованием программы Project 2.13. 15
Оценка загрузки ЛЭП в послеаварийных и ремонтных режимах. 22
Оценка целесообразности заданных напряжений электропередач. 25
Выбор сечения и марки проводов воздушных линий электропередач. 28
Выбор числа и мощности трансформаторов расчет параметров их схем
замещения и потерь мощности. 32
1 Выбор автотрансформаторов и трехобмоточных трансформаторов расчет
параметров их схем замещения и потерь мощности. 32
2 Выбор трансформаторов с расщепленной обмоткой расчет параметров их
схем замещения и потерь мощности. 37
Выбор режима нейтрали. 39
Выбор главных схем РУ подстанций. 41
Уточняющий расчет режимов максимальных и минимальных нагрузок для
нормальной (послеаварийной и ремонтной) схемы электросетевого района. 48
1 Расчет параметров схемы замещения ВЛ для уточняющего расчета. 48
2 Уточняющий расчет максимальных нагрузок для нормальной схемы
электросетевого района. 51
3 Уточняющий расчет минимальных нагрузок для нормальной схемы
электросетевого района. 58
Расчет положений РПН на силовых трансформаторах проектируемой
1 Режим максимальных нагрузок. 65
2 Режим минимальных нагрузок. 69
Список литературы 71
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 расчет режима работы сетей. Существует несколько
способов построения перспективных графиков нагрузок. 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 учебной программы расчета перспективных нагрузок “Расчет 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
В соответствии с индивидуальным заданием на курсовое проектирование в
программу вводим информацию об отраслевом составе предприятий в отдельных
узлах нагрузки их максимальной активной мощности и значении коэффициента
мощности [pic] в часы наибольших нагрузок электрической сети.
Предельные значения коэффициентов реактивной мощности [pic]в
соответствии с действующей нормативной базой приведены в таблице 1.1.
Таблица 1.1 – Предельные значения коэффициентов реактивной мощности.
Значение [pic] Положение точки присоединения потребителя к
электрической сети.
В курсовом и дипломном проектировании для сетей 220 кВ принимаем
На основании введенной переменной и условно постоянной исходной
информации программа производит расчет суточных графиков нагрузки
предприятий в именованных единицах и на их основе формирует суточные
графики режимов рабочих и выходных дней для отдельных узлов и сетевого
района в целом. Развернутая однолинейная схема района и направленный граф
сетевого района приведены на рисунках 1.1 и 1.2.
Рисунок 1.1 – Развернутая однолинейная схема электросетевого района
Рисунок 1.2 Направленный граф сетевого района. Оценочный расчет.
Одновременно с этим производится расчет некоторых интегральных
характеристик режима требующих наиболее трудоемких однообразных
вычислений. Итоги расчетов в программе представлены в таблицах 1.2 – 1.4.
Таблица 1.2 – Программные и диспетчерские наименования узлов
Наименование Pм tgφ Узел по
Узел Потребители Отрасль
Лукойл Нефтепереработка 40 06
Северсталь Черная металлургия 30 06
Швейка Прядильно-ткацкие ф-ки 22 05
УкрЭнерго Угледобыча 30 06
Снегурочка Целлюлозно-бумажная 20 06
Березка Древообрабатывающая 20 05
Монетный двор Печатные и отделочные 12 04
РусАЛ Цветная металлургия 20 05
Металлург Мг Черная металлургия 20 05
Металлург Нк Черная металлургия 7 04
ШихтМеталл Черная металлургия 25 04
Таблица 1.3 – Расчетные параметры рабочего режима сети.
r0 – удельное активное сопротивление ЛЭП Омкм;
b0 – удельная емкостная проводимость ЛЭП мкСмкм.
Найденные параметры ветвей приведены в таблице 2.1.
Таблица 2.1 – Результаты оценочного расчета параметров схемы замещения ВЛ.
№ ветви Линия Напря-жение
Мощность обмотки НН Sнн.ном 32 МВА
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
ТДТН–400001103510 проектируемой ранние подстанции №11 паспортные данные
трансформатора приведены в таблице 2.3.
Таблица 2.3 – Паспортные данные трансформатора ТДТН – 400001103510
Наименование Значение Ед. измер.
Напряжение ВН Uв 115 кВ
Напряжение СН Uс 385 кВ
Потери Х.Х. ΔPх 365 кВт
Потери К.З. ΔPк (в-н) 200 кВт
Напряжение КЗ В-С Uк (в-с) 105 %
Напряжение КЗ В-Н Uк (в-н) 175 %
Напряжение КЗ С-Н Uк (с-н) 65 %
Сквозное сопротивление:
Активное сопротивление обмоток ВН СН и НН :
с использованием программы Project 2.13.
Полученные результаты по линиям и трансформаторам а так же данные
таблиц 1.3 и 1.4 являются исходными данными для оценочного расчета
потокораспределения. Мощность генерируемая ГЭС равна 40% от Smax.сети
(таблица 1.3) напряжение ПС ОЭС принимаем 230 кВ так как производим
оценочный расчет для режима максимальных нагрузок.
Исходная информация вводимая в программу Project 2.13 приведена в
таблицах 2.4 – 2.5 результаты расчета в таблицах 2.6 – 2.7.
Таблица 2.4 – Исходные данные по узлам для программы Project 2.13.
Залесского А. М. при условии Pi > 60МВт li ≤ 1000 км:
Илларионова Г. А. (без ограничений)
Полная мощность передаваемая по электропередаче:
где Uа – активная составляющая напряжения кВ;
Uр – реактивная составляющая напряжения кВ;
Iа – активная составляющая тока линии кА;
Iр – реактивная составляющая тока линии кА.
Из выражения (4.4) выделяем активную мощность передаваемую по
электропередаче с учетом того что [pic]:
В таблице 4.1 комплексные значения токов приведены с учетом
действительных направлений векторов токов.
Таблица 4.1 – Расчетная таблица выбора номинальных напряжений ВЛ сетевого
Расчетное напряжение по формуле Илларионова кВ 74965
Предпочтительный диапазон сечений при мм2 240-400
выбранном напряжении
Продолжение таблицы 4.1
№ Параметры Ед. изм.В23 В24 В25В26 В27В28 В29В30
Л 8-7 Л 8-9 Л 7-10 Л 10-9 Л 10-11
Длина ЛЭП км 70 70 35 35 20
Напряжение в узле питающей ветви Ua[кВ] 107374 110855 107374 120306 123242
Uр[кВ] -15518 -13215 -15518 10258 103086
Сопряженный комплекс тока в ветви Iа[кА] 0065 0156 016 0022 0137
Iр[кА] 0047 0112 0117 0013 0112
Расчетная активная мощность передачи МВт 13352 32517 32901 2275 9247
Расчетная реактивная мощность передачи Мвар 6994 17934 17459 6618 48369
Число цепей электропередачи n о.е. 1 1 1 1 1
Уточненное число цепей электропередачи n о.е. 1 1 1 1 1
Активная мощность на одну цепь МВт 13352 32517 32901 2275 9247
Расчетные значения напряжений электропередач по эмпирическим выражениям
Расчетное напряжение по формуле Илларионова кВ 71725 109092 105251 29969 58186
Расчетное напряжение по формуле Стилла (4.1)кВ 73091 105442 102833 36670 56244
Расчетное напряжение по формуле Залесского кВ
Номинальное стандартное напряжение кВ 110 110 110 35 110
электропередачи по эмпирическим выражениям
Номинальное стандартное напряжение кВ 110
электропередачи окончательно
Предпочтительный диапазон сечений при мм2 70-240
Выбор сечения и марки проводов воздушных линий электропередач.
Выбор сечения проводов производим по методу экономической плотности
тока. 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;
[pic]– коэффициент учитывающий изменение нагрузки по годам
эксплуатации линии о.е. Для линий 110 220 кВ[p
[pic]– коэффициент учитывающий число часов использования максимума
нагрузки TМ и участие нагрузки ВЛ в максимуме энергосистемы KМ о.е.
Для всех линий принимаем KМ = 1.
Значение TМ для кольцевых участков сети и линий с двухсторонним
питанием ТМ определяется по формуле.
где Wзима Wлето – потребление электроэнергии в зимний и летний
PНБ – максимум активной мощности сети (таблица 1.2) МВт.
Потребление электроэнергии в зимний и летний период рассчитываются по
где Wа.раб и Wа.вых – суточное потребление активной энергии в рабочие
и выходные дни (таблица 1.2) МВт·час;
Nраб.зима Nвых.зима – количество рабочих и выходных дней в
году в зимний период дни;
Nраб.лето Nвых.лето – количество рабочих и выходных дней в
Nраб.зима = 122 дня;
Nвых.зима = 59 дней;
Nраб.лето = 127 дней;
Nвых.лето = 57 дней.
По формулам (5.4) и (5.5) находим потребление активной мощности в
зимний и летний период:
Число использования максимумов нагрузки для сети будет:
В соответствии с таблицей усредненных значений [pic] по известным KM
и ТМ принимаем [pic]
После расчета сечения по формуле (5.1) необходимо выбрать ближайшее
сечение провода из ряда стандартных сечений.
Выбранное сечение провода необходимо проверить по допустимой токовой
нагрузке по нагреву:
где IНР – максимальный ток послеаварийного или ремонтного режима А;
Iдоп – допустимый ток А;
k – поправочный коэффициент на температуру воздуха принимаем k
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.
Таблица 5.1 – Выбор сечения и марки проводов воздушных линей по методу
экономической плотности тока.
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 связи осуществляется по мощности
передаваемой через обмотки ВН:
где Uа Uр – активная и реактивная составляющая комплекса напряжения
Iср Iса – активная и реактивная составляющая сопряженного
комплекса тока ветви ВН.
Расчетная 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
kП.АВ – допустимый коэффициент перегрузки равный 14.
Далее необходимо определить параметры схемы замещения АТ. Реактивное
сопротивление обмоток АТ рассчитывается по формулам:
Активное сопротивление для АТ рассчитываются по формулам:
Проводимости рассчитываются по формулам:
Потери мощности в АТ рассчитываются по формулам:
Таблица 6.1 – Выбор АТ и трехобмоточных трансформаторов параметры схемы
замещения потерь мощности.
№ Параметры ед. ПС5 ПС6 ПС3 ПС11
Активная составляющая тока ветви ВН (таблица 2.7) IакА 0099 0107 – –
Реактивная составляющая тока ветви ВН (таблица 2.7) кА -0064 -0072 – –
Сопряженное значение тока ВН
Активная составляющая Iса кА 0099 0107 – –
Реактивная составляющая Iср кА 0064 0072 – –
Активная составляющая напряжения (таблица 2.6) Uа кВ 222458 217274 – –
Реактивная составляющая напряжения (таблица 2.6) Uр кВ -8086 11184 – –
Мощность передаваемая через ветвь ВН
Активная по формуле (6.4) или (Таблица 1.4) РВН МВт 3904189 3887254 672 –
Реактивная по формуле (6.5) или (Таблица 1.4) QВН Мвар 2327322 2502301 3912 –
Полная SВН МВА 45452 46230 77757 –
Мощность передаваемая через ветвь СН
Активная (Таблица 1.4) РСН МВт – – 672 25000
Реактивная (Таблица 1.4) QСН Мвар – – 3912 10000
Полная SСН МВА – – 77757 26926
Мощность передаваемая через ветвь НН
Активная (Таблица 1.4) РНН МВт 10000 10680 – 30000
Реактивная (Таблица 1.4) QНН Мвар 4000 4420 – 12000
Полная SНН МВА 10770 11558 – 32311
Расчетная нагрузка ПС (Таблица 1.4) SПС МВА 90905 92460 77757 59237
Расчетная трансформируемая нагрузка по формуле (6.1) МВА 81814 83214 69982 53313
Число АТ на ПС 2 2 2 2
Расчетная мощность трансформатора по формуле (6.2) МВА 64932 66043 49987 38081
Продолжение таблицы 6.1
Тип трансформатора АТДЦТН-125000АТДЦТН- АТДЦТН-630002ТДТН-40000110
Проверка правильности выбора
Фактический коэф. загрузки в нормальном о.е 0364 0370 0555 0666
режиме по формуле (6.8) kЗ.НОРМ
Фактический коэф. загрузки в аварийном о.е 0727 0740 1111 1333
режиме по формуле (6.9) kЗ.АВ
Номинальная мощность Sном МВА 125000 125000 63000 40000
Типовая мощность Sтип МВА 63000 63000 32000 40000
ВН кВ 230000 230000 230000 115000
СН кВ 121000 121000 121000 38500
НН кВ 11000 11000 11000 11000
Потери холостого хода ΔРх МВт 0075 0075 0037 00365
Потери к.з ΔРК(В-С) кВт 290000 290000 215000 200000
Напряжение к.з в-с uК(В-С) % 11000 11000 11000 10500
Напряжение к.з в-н uК(В-Н) % 31000 31000 35000 17500
Напряжение к.з с-н uК(С-Н) % 19000 19000 22000 6500
Ток холостого хода IХ % 0500 0500 0500 0600
Параметры схемы замещения трансформатора
Реактивное сопротивление обмотки ВН по формуле Ом 48668 48668 100762 35542
Реактивное сопротивление обмотки СН по формуле Ом 0000 0000 0000 0000
Реактивное сопротивление обмотки НН по формуле Ом 82524 82524 193127 22318
Сквозное сопротивление rскв Ом 0982 0982 2866 1653
Активное сопротивление обмотки ВН по формуле Ом 0491 0491 1433 0827
Активное сопротивление обмотки СН по формуле Ом 0491 0491 1433 0827
Активное сопротивление обмотки НН по формуле Ом 0982 0982 2866 0827
Реактивные потери холостого хода по формуле Мвар 0625 0625 0315 0240
Проводимость по формуле (6.17) gт мкСм 1418 1418 0699 2759
Проводимость по формуле (6.18) bт мкСм 11815 11815 5857 18147
Потери мощности в группе трансформаторов
Активные потери по формуле (6.19) ΔР МВт 0144 0147 0201 0207
Реактивные потери по формуле (6.20) ΔQ Мвар 4529 4676 6094 5961
схем замещения и потерь мощности.
Трансформатор с расщепленной обмоткой устанавливается на ПС 9.
Расчетная мощность трансформатора определяется по формуле (6.2) модель
трансформатор выбирается по условию (6.3). Количество трансформаторов на ПС
принимаем равным двум. Расчетная трансформируемая мощность на ПС 9
определяется из таблицы 1.4. Проверка проводится по выражениям (6.7) (6.8)
Далее необходимо определить параметры схемы замещения трансформатора.
Реактивное сопротивление обмоток рассчитывается по формулам:
Активное сопротивление рассчитываются по формулам:
Потерь мощности в АТ рассчитываются по формулам:
При расчете потерь мощности считаем что вся нагрузка подстанции
равномерно распределена между обмотками низкого напряжения.
Таблица 6.2 – Выбор трансформатора с расщепленной обмоткой параметров
схемы замещения потерь мощности.
№ Параметр ед. изм. ПС9
Активная (Таблица 1.4) РПС МВт 40000
Реактивная (Таблица 1.4) QПС Мвар 20000
Полная SПС МВА 44721
Расчетная нагрузка ПС SПС МВА 44721
Расчетная трансформируемая нагрузка по формуле МВА 40249
Число трансформаторов на ПС 2
Расчетная мощность трансформатора по формуле МВА 28749
Тип трансформатора ТРДН-400001
Фактический коэф. загрузки в нормальном режиме о.е. 0503
по формуле (6.8) kЗ.НОРМ
Фактический коэф. загрузки в аварийном режиме поо.е. 1006
формуле (6.9) kЗ.АВ
Номинальная мощность Sном МВА 40000
Номинальные напряжения обмоток
Потери холостого хода ΔРх МВт 0034
Потери к.з ΔРК(В-Н) кВт 170000
Напряжение к.з в-н uК(В-Н) % 10500
Напряжение к.з н1-н2 uК(Н1-Н2) % 1500
Ток холостого хода IХ % 0550
Реактивное сопротивление обмотки ВН по формуле Ом 9919
Реактивное сопротивление обмоток НН по формуле Ом 49594
Сквозное сопротивление по формуле (6.25) rскв Ом 1405
Активное сопротивление обмотки ВН по формуле Ом 0703
Активное сопротивление обмотки НН по формуле Ом 1405
Реактивные потери холостого хода Qх Мвар 0220
Проводимость по формуле (6.27) gт мкСм 2571
Проводимость по формуле (6.28) bт мкСм 16635
Потери мощности трансформатора
Активные по формуле (6.29) ΔР МВт 0130
Реактивные по формуле (6.30) ΔQ Мвар 1352
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
0 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
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
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 и ТДТН изображены соответственно на рисунках 7.1 и
Рисунок 7.1 – Конструктивное исполнение узла заземления нейтралей силовых
АТ (АТДЦТН) применяемых на ПС электросетевого района.
Рисунок 7.2 – Конструктивное исполнение узла заземления нейтралей силовых
трансформаторов 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
РУ ПС Название схемы РУ Обоснование выбора
ПС 1 РУ 220 кВ Схема с двумя рабочимиСхема удовлетворяет требованиям
ОЭС и обходной системой по ремонту так как при ремонте
шин. одной из рабочих шин не
происходит отключения
присоединенных к ней линий.
ПС 3 РУ 220 кВ Схема мостик с Подстанция отпаечная и не имеет
выключателями потребителей на стороне 220 кВ.
ПС 3 РУ 110 кВ Одна рабочая Схема удовлетворяет требованиям
секционированная по ремонту. Обходной выключатель
выключателем и способен заменить любой
обходная система шин. выключатель в схеме при ремонте.
ПС 4 РУ 220 кВ Схема с двумя рабочимиСхема удовлетворяет требованиям
и обходной системой по ремонту так как при ремонте
шин одной из рабочих шин не
ПС 6 РУ 220 кВ Схема с двумя рабочимиСхема удовлетворяет требованиям
присоедененых к ней линий.
ПС 6 РУ 110 кВ Одна рабочая Схема удовлетворяет требованиям
ПС 6 РУ 10 кВ Одна рабочая система Схема применяется в РУ 10 –35 кВ
шин секционированная проста в исполнении.
ПС 5 РУ 220 кВ Схема с двумя рабочимиСхема удовлетворяет требованиям
ПС 5 РУ 110 кВ Одна рабочая Схема удовлетворяет требованиям
ПС 5 РУ 10 кВ Одна рабочая система Схема применяется в РУ 10 –35 кВ
Продолжение таблицы 8.1
ПС 9 РУ 110 кВ Одна рабочая Схема удовлетворяет требованиям
ПС 9 РУ 6 кВ Одна рабочая система Схема применяется в РУ 6 –35 кВ
ПС 11 РУ 110 кВ Два блока с Подстанция отпаечная и не имеет
выключателями и потребителей на стороне 110 кВ.
неавтоматической Данная схема применяется для
перемычкой со стороны отпаечных двухтрансформаторных
линий подстанций питаемых по двум ВЛ.
ПС 11 РУ 35 кВ Одна рабочая система Схема применяется в РУ 10 –35 кВ
ПС 11 РУ 10 кВ Одна рабочая система Схема применяется в РУ 10 –35 кВ
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 со
Рисунок 8.5 – Одна рабочая секционированная выключателем система шин
нормальной (послеаварийной и ремонтной) схемы электросетевого района.
1 Расчет параметров схемы замещения ВЛ для уточняющего расчета.
Уточняющий расчет выполняется на основе выбранных трансформаторов ПС
ПС 6 и ПС 11 (таблица 6.1) и выбранных сечений проводов ЛЭП (таблица
1). Параметры схем замещения трансформаторов были рассчитаны ранее
(таблица 6.1). Необходимо провести расчет параметров схем замещения ЛЭП.
Активное сопротивление линии определяется по формуле:
где r0 – удельное сопротивление постоянному току при 20°C;
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.
Индуктивное сопротивление линии:
Удельная емкостная проводимость:
Емкостная проводимость:
Таблица 9.1 – Результаты уточняющего расчета параметров схемы замещения
Рисунок 10.1 – Схема замещения группы трансформаторов.
1 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;
U – поперечная составляющая падения напряжения;
Pв' Qв' – активная и реактивная мощность проходящая через обмотки
высокого напряжения (таблица 6.1);
rв.гр xв.гр – активное и реактивное сопротивления группы обмоток
U1 – напряжение на вводах высокого напряжения (таблица 9.4).
Вычислим приведенные к стороне ВН значения напряжений в точках 2 и 3
где Pс' Qс' – активная и реактивная мощность проходящая через
обмотки среднего напряжения (таблица 6.1);
где Pн' Qн' – активная и реактивная мощность проходящая через
обмотки низкого напряжения (таблица 6.1);
rс.гр xс.гр – активное и реактивное сопротивления группы обмоток
среднего напряжения (таблица 6.1);
rн.гр xн.гр – активное и реактивное сопротивления группы обмоток
низкого напряжения (таблица 6.1);
Желаемое напряжение в обмотке:
В режиме максимальной нагрузки [pic].
Определение необходимых ответвлений РПН и ПБВ начинается с обеспечения
желаемого напряжения на шинах НН. Номер ответвления РПН рассчитывается по
где Δk% – ступень регулирования РПН.
Округляем номер ответвления до ближайшего целого числа. n1 = –5.
Действительное напряжение на шинах НН и СН при выбранном номере
ответвления РПН находится по формуле:
Рассчитанное напряжение для шин НН и СН больше желаемого. Требование
При определении действительного напряжения на шинах СН необходимо
также учесть влияние РПН и выбрать положение ПБВ.
Полученное значение напряжения ниже номинального поэтому выбираем
уставку ПБВ n2 = 0 т.к. проверяя настройку РПН без учета влияния ПБВ мы
получили удовлетворяющее значение напряжения U2.
2 Режим минимальных нагрузок.
Рассчитываем напряжение U0 по формулам 10.1 и 10.2.
Вычисляем приведенные к стороне ВН значения напряжений в точках 2 и 3
схемы замещения по формулам 10.3 – 10.6:
Желаемое напряжение в обмотках находим по формуле 10.7. В режиме
минимальной нагрузки [pic].
Рассчитываем номер ответвления РПН по формуле 10.8:
Округляем номер ответвления до ближайшего целого числа. n1 = –3.
ответвления РПН находится по формулам 10.9 и 10.10:
Рассчитанное напряжение для шин НН меньше желаемого. Принимаем n1 = –4.
Рассчитанное напряжение для шин НН и СН больше желаемого. Требование ПУЭ
Учитываем влияние РПН и выбрать положение ПБВ. Принимаем n2 = –1.
Правила устройства электроустановок.- 7-е изд. - М.: Изд-во НЦ ЭНАС
Идельчик В.И. Электрические системы и сети.- М. Энергоатомиздат 1989-
Рожкова Л.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
Татаров Е.И Шарыгин М.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 обученияНГТУ; Н.Новгород 2006.
Татаров Е.И Шарыгин М.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 обученияНГТУ;
Кованова И.В. Татаров Е.И. Щеголькова Т.М. Методические указания к
проекту по дисциплине "Генерирование и передача электроэнергии" для
студентов направления Т. 17 "Электроэнергетика" НГТУ. Н.Новгород 1994.-
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
Пояснительная записка к
курсовому проекту на тему: "Проектирование района электрических сетей".
КП-НГТУ-140211-05-ЭСН-42-09