Электрические сети

MikКУРСАЧ СЕТИ2.doc

Белорусский национальный технический университет
Кафедра ” Электрические системы”
На тему: "Электрическая сеть промышленного района
По дисциплине: "Передача и распределение электрической энергии
Руководитель: Волков А.А.
Исполнитель:Азаров М.Л.
Разработка 4-5 вариантов конфигурации сети ..5
Приближенные расчёты потокораспределения в нормальном
максимальном и послеаварийном режимах для двух вариантов сети 7
Выбор номинального напряжения сети числа цепей линий и ориентировочной мощности КУ 30
Выбор сечений проводов 32
Выбор числа типов и мощности трансформаторов на подстанциях ..35
Технико-экономическое сравнение вариантов 36
Расчёт монтажных кривых . 41
Технико-экономические характеристики выбранного варианта сети 45
Электрические расчёты характерных режимов сети: нормальных
режимов наибольших и наименьших нагрузок послеаварийного режима .49
Оценка достаточности регулировочного диапазона трансформаторов из условия встречного регулирования напряжения . 55
На 1.01.1999г. установленная мощность всех энергоисточников РБ составила 74988 тыс.кВт в том числе: КЭС - 3330 ТЭЦ - 3964 блок-станции -передвижные и дизельные - 1981 гидроэлектростанции - 67. Удельный расход условного топлива на отпущенную электроэнергию - 272 г у.ткВт.ч на тепловую энергию 1727 кг у.тГкал технологический расход на транспорт электроэнергии 1192% тепловой энергии - 915%.
Ниже приведена схема основной электрической сети энергосистемы РБ.
Целью данного курсового проекта является проектирование электрической сети промышленного района которая является частью энергосистемы.
Проектируемая электрическая сеть должна удовлетворят определённым технико-экономическим требованиям. С учётом этих требований инженер- проектировщик должен выбрать наиболее подходящий вариант сети. Оптимальным вариантом является тот который имеет наименьшее значение приведенных затрат. Однако необходимо учитывать и другие требования: напряжение в узлах сети необходимо поддерживать близким к номинальному значению в послеаварийных режимах (при отключении линии электропередачи) потребители и должны получать электроэнергию надлежащего качества и другие.
Разработка 4-5 вариантов конфигурации сети.
I) l=440 км II) l=438 км III) l=462 км IV) l=374 км V) l=438 км
Задача выбора конфигурационной модели сети многокритериальная. Эта схема должна удовлетворять определенным условиям. Необходимо обеспечить технически допустимые потоки мощности (токи) в ветвях и напряжения в узлах в нормальных ремонтных и послеаварийных режимах а также необходимый уровень надежности электроснабжения потребителей в соответствии с их категорией и потребляемой мощностью.
В качестве критерия сопоставления вариантов сети используем суммарную длину линий. Этот критерий основывается на предположении что все варианты схемы имеют один класс номинального напряжения и выполнены одинаковым сечением проводов на всех участках. Таким образом для дальнейшей разработки оставляем варианты: I и II.
Приближенный расчёт потокораспределения в нормальном максимальном и послеаварийном режиме для двух вариантов сети.
В качестве приближенного метода расчета применяем метод контурных уравнений при этом прибегаем к допущениям:
- номинальные напряжения линий одинаковые;
-сечение проводов линий одинаковые. Следовательно их сопротивления пропорциональны длинам проводимости не учитываем.
- потери мощности в трансформаторах не учитываются. Следовательно заданные нагрузки узлов можно подключить в узлы связи линий и трансформаторы не учитывать.
P2=39МВт P3=5 МВт P4=16 МВт P5=48 МВт P6=24 МВт P7=38 МВт P8=S8*cosφ=40*0.85=34 МВт
P58=P86-P38-P8= P4-Y+P7+P6-X+Y+P3-P8 = P4+P7+P6-X+P3-P8
P25=P58+P5= P4+P7+P6-X+P3-P8+P5
P12=P25+P2= P4+P7+P6-X+P3-P8+P5+P2
-X*l13 +P12*l12+P25*l25+P58*l58-P38*l38=0
-X*(l13+l12+l25+l58+l38) +Y*l38+(P4+P7+P6+P3-P8+P5+P2)*l12+(P4+P7+P6+P3-
-P8+P5)*l25+ (P4+P7+P6+P3-P8)*l58+P3*l38=0
-X*(40+57+66+31+57)+Y*57+(16+38+24+5-34+48+39)*57+(16+38+24+5-
-34+48)*66+(16+38+24+5-34)*31+5*57=0
P38*l38+P86*l86+P64*l64-P74*l74-Y*l37=0
(X-Y-P3)*l38+ (P4-Y+P7+P6)*l86+ (P4-Y+P7)*l64-(Y-P7)*l74-Y*l37=0
X*l38-Y*(l38+l86+l64+l74+l37) +( P4+P7+P6)*l86- P3*l38+(P4+P7)* l64 + P7*l74=0
X*57-Y*(57+48+26+75+40)+(16+38+24)*48-5*57+(16+38)*26+38*75=0
Находим X=74.625 Y=48.65
Мощности на участках:
P13=74.625 МВт P37=48.65 МВт P74=10.65 МВт P64=5.35МВт
P86=29.35 МВт P38=20.975 МВт P58=-25.625 МВт P25=22.375МВт
Определяем реактивную мощность в линиях.
Мвар Мвар Мвар Мвар Мвар Мвар
-X*l13 +Q12*l12+Q25*l25+Q58*l58-Q38*l38=0
-X*(l13+l12+l25+l58+l38) +Y*l38+(Q4+Q7+Q6+Q3-Q8+Q5+Q2)*l12+(Q4+Q7+Q6+Q3-
-Q8+Q5)*l25+ (Q4+Q7+Q6+Q3-Q8)*l58+Q3*l38=0
-X*(40+57+66+31+57)+Y*57+(11.17+22.55+14.24+3.49-21.07+28.48+ +27.22)*57 +(11.17+22.55+14.24+3.49-21.07 +28.48)*66 +(11.17+22.55+14.24+ +3.49-21.07)*31+3.49*57=0
-X*251+Y*57+9932.03=0
Q38*l38+Q86*l86+Q64*l64-Q74*l74-Y*l37=0
(X-Y-Q3)*l38+ (Q4-Y+Q7+Q6)*l86+ (Q4-Y+Q7)*l64-(Y-Q7)*l74-Y*l37=0
X*l38-Y*(l38+l86+l64+l74+l37) +( Q4+Q7+Q6)*l86- Q3*l38+(Q4+Q7)* l64 + Q7*l74=0
X*57-Y*(57+48+26+75+40)+(11.17+22.55+14.24)*48-3.49*57+ +(11.17+22.55)*26+22.55*75=0
X*57-Y*246+4671.12=0
Находим X=46.32 Y=29.72
Q13=46.32 МВар Q37=29.72 МВар Q74=7.17 МВар Q64=4МВар
Q86=18.24 МВар Q38=13.11 МВар Q58=-15.94 МВар Q25=12.54МВар
Таким образом потоки полной мощности в линиях:
S13=87.83 МВА S37=57 МВА S74=12.84 МВА S64=6.68МВА
S86=34.56 МВА S38=24.74 МВА S58=-30.18 МВА S25=25.65МВА
Действительные потоки мощности на участках:
Аварийный режим: отключена линия 8-6.
Рассчитываем потоки активной мощности:
Уравнение для контура:
X*l38 -P13*l13+P12*l12+P25*l25+P58*l58=0
P13= P37+P3-P83= P6+P4+P7+P3-X;
X*(l38+l13+l12+l25+l58)-(P6+P4+P7+P3)*l13+(-P8+P5+P2)*l12+ (-P8+P5)*l12-P8*l58=0
X*(57+40+57+66+31)-(24+16+38+5)*40+(-34+48+39)*57+(-34+48)*66-34*31=0
P83=1.71 МВт P58=-3229 МВт P25=1571 МВт P12=5471 МВт
P46=24 МВт P74=40 МВт P37=78 МВт P13=8129МВт
Потоки реактивной мощности:
X*(l38+l13+l12+l25+l58)-(Q6+Q4+Q7+Q3)*l13+(-Q8+Q5+Q2)*l12+(-Q8+Q5)*l12-Q8*l58=0
X*(57+40+57+66+31)-(14.24+11.17+22.55+3.49)*40+(-21.07+28.48+27.22)*57+
+(-21.07+28.48)*66-21.07*31=0
Q83=099 Мвар Q58=-2008 Мвар Q25=84 Мвар Q12=3562 Мвар
Q46=1424 Мвар Q74=2541 Мвар Q37=4796 Мвар Q13=5046 Мвар
Аварийный режим: отключена линия 3-8.
-X*l13 –P37*l37-P74*l74+P64*l64+P86*l86+P58*l58+P25*l25+P12*l12=0
P86= P64+P6=P4-X+P3+P7+
P58=P86-P8=P4-X+P3+P7+P6-P8
P25=P58+P5= P4-X+P3+P7+P6-P8+
P12=P25+P2=P4-X+P3+P7+P6-P8+P5+
-X*(l13+l37+l74+l64+l86+l58+l25+l12)+P3*l13+(P3+P7)*l74+(P4+P3+P7)*l64-
-(P4+P3+P7+P6)*l86+(P4+P3+P7+P6-P8)*l58+(P4+P3+P7+P6-P8+P5)*l25+ +(P4+P3+P7+P6-P8+P5+P2)*l12=0
-X*(40+40+75+26+48+31+66+57)+5*40+43*75+59*26+83*48+49*31+97*66+
P13=64.27 МВт P37=59.27 МВт P74=21.27 МВт P64=-5.27 МВт
P86=18.73 МВт P58=-15.27 МВт P25=32.73 МВт P12=71.73МВт
-X*(l13+l37+l74+l64+l86+l58+l25+l12)+Q3*l13+(Q3+Q7)*l74+(Q4+Q3+Q7)*l64-
-(Q4+Q3+Q7+Q6)*l86+(Q4+Q3+Q7+Q6-Q8)*l58+(Q4+Q3+Q7+Q6-Q8+Q5)*l25+ +(Q4+Q3+Q7+Q6-Q8+Q5+Q2)*l12=0
-X*(40+40+75+26+48+31+66+57)+3.49*40+26.04*75+37.21*26+51.45*48+
+30.38*31+58.86*66+86.08*57=0
Q13=3984 Мвар Q37=3635 Мвар Q74=138 Мвар Q64=-263 Мвар
Q86=1161 Мвар Q58=-946 Мвар Q25=1902 Мвар Q12=4624 Мвар
Аварийный режим: отключена линия 5-8.
-X*l38 +P86*l86+P64*l64+P47*l47-P37*l37=0
P47=P64-P4= P8-X-P6-
P37=-P47+P7=-P8+X+P6+P4+
-X*(l83+l86+l64+l47+l37)+P8*l13+(P8-P6)*l64+(P8-P6-P4)*l47-(-P8+P6+P4+P7)*l37=0
-X*(57+48+26+75+40)+34*48+(34-24)*26+(34-24-16)*75-(-34+24+16+38)*40=0
P38=-1.29 МВт P25=48 МВт P12=87 МВт P86=35.29 МВт
P64=11.29 МВт P47=-4.71 МВт P37=42.71 МВт P13=49МВт
-X*(l83+l86+l64+l47+l37)+Q8*l13+(Q8-Q6)*l64+(Q8-Q6-Q4)*l47-(-Q8+Q6+Q4+Q7)*l37=0
-X*(57+48+26+75+40)+21.07*48+(21.07-14.24)*26+(21.07-14.24-11.17)*75-
-(-21.07+14.24+11.17+22.55)*40=0
Q38=-0.86 Мвар Q25=28.48 Мвар Q12=55.7 Мвар Q86=21.93 Мвар
Q64=7.69 Мвар Q47=-3.48 Мвар Q37=26.03 Мвар Q13=30.38 Мвар
Аварийный режим: отключена линия 1-3.
P64= P47+P4=P7-X+P3+
P86=P64+P6= P7-X+P3+P4+
-X*(l38+l86+l64+l47+l37)+( P7+P3+P4+P6)*l86+(P7+P3+P4)*l64+(P7+P3)*l47+ P3*l37=0
-X*(57+48+26+75+40)+(38+5+16+24)*48+(38+5+16)*26+(38+5)*75+5*40=0
P83=36.35 МВт P37=31.35 МВт P47=6.65 МВт P64=22.65 МВт
P58=X+P86-P8=36.35+46.65-34=49;
P25= P58+P5=49+48=97;
P12= P25+P2=97+39=136;
-X*(l38+l86+l64+l47+l37)+( Q7+Q3+Q4+Q6)*l86+(Q7+Q3+Q4)*l64+(Q7+Q3)*l47+ +Q3*l37=0
-X*(57+48+26+75+40)+(22.55+3.49+11.17+14.24)*48+(22.55+3.49+11.17)*26+
+(22.55+3.49)*75+3.49*40=0
Q83=22.48 Мвар Q37=18.99 Мвар Q47=3.56 Мвар Q64=14.73 Мвар
Q58=X+Q86-Q8=22.48+28.97-21.07=30.38;
Q25= Q58+Q5=30.38+28.48=58.86;
Q12= Q25+Q2=58.86+27.22=86.08;
Аварийный режим: отключена линия 1-2.
X*l38 +P86*l86+P64*l64+P47*l47-P37*l37=0
P86=X+P8-P85=X+P8-P2-
P64= P86-P6=X+P8-P2-P5-
P47=P64-P4=X+P8-P2-P5-P6-
P37= P7-P47= P7-X-P8+P2+P5+P6+
X*(l38+l86+l64+l47+l37)+(P8-P2-P5)*l86+(P8-P2-P5-P6)*l64+(P8-P2-P5-P6-P4)*l47-(P7-
-P8+P2+P5+P6+P4)*l37=0
X*(57+48+26+75+40)+(34-39-48)*48+(34-39-48-24)*26+(34-39-48-24-16)*75-
-(38-34+39+48+24+16)*40=0
P38=68.13 МВт P52=39 МВт P85=87 МВт P86=15.13 МВт
P64=-8.87 МВт P47=-24.87 МВт P37=62.87 МВт P13=136МВт
X*(l38+l86+l64+l47+l37)+(Q8-Q2-Q5)*l86+(Q8-Q2-Q5-Q6)*l64+(Q8-Q2-Q5-Q6-Q4)*l47-
-(Q7-Q8+Q2+Q5+Q6+Q4)*l37=0
X*(57+48+26+75+40)+(21.07-27.22-28.48)*48+(21.07-27.22-28.48-14.24)*26+ +(21.07-27.22-28.48-14.24-11.17)*75-(22.55-21.07+27.22+28.48+14.24+ +11.17)*40=0
Q38=43.66 Мвар Q52=27.22 Мвар Q85=55.7 Мвар Q86=9.03 Мвар
Q64=-5.21 Мвар Q47=-16.38 Мвар Q37=38.93 Мвар Q13=86.08 Мвар
P85=P53+P5=X+ P3-Y+P5
P28=P85+P86-P8=X+P3-Y+P5+Y+P7+P4+P6-P8=X+P3+P5+P7+P4+P6-P8
P12=P28+P2= X+P3+P5+P7+P4+P6-P8+P2
X*l13 +P12*l12+P28*l28+P85*l85+P53*l53=0
X*(l13+l12+l28+l85+l53)-Y*(l85+ l53)+(P3+P5+P7+P4+P6-P8+P2)*l12+(P3+P5+P7+P4+
+P6-P8)*l28+ (P3+P5)*l85+P3*l53=0
X*(40+57+88+33+31)-Y*(33+31)+(5+48+38+16+24-34+39)*57+(5+48+38+16+
+24-34)*88+(5+48)*33+5*31=0
P86*l86+P46*l46+P47*l47+Y*l73-P53*l53-P85*l85=0
-X*(l53+l85)+Y*(l86+l46+l47+l73+l53+l85)+( P7+P4+P6)*l86+(P7+P4)*l46+P7*l47- P3*l53-
-X*(31+33)+Y*(48+26+75+40+31+33)+(38+16+24)*48+(38+16)*26+38*75-
Находим X=-84.76 Y=-45.53
P13=-84.76 МВт P73=-45.53 МВт P47=-7.53 МВт P46=8.47МВт
P86=32.47 МВт P53=-34.23 МВт P85=13.77 МВт P28=12.24МВт
X*l13 +Q12*l12+Q28*l28+Q85*l85+Q53*l53=0
X*(l13+l12+l28+l85+l53)-Y*(l85+ l53)+(Q3+Q5+Q7+Q4+Q6-Q8+Q2)*l12 +(Q3+Q5+Q7+
+ Q4 +Q6-Q8)*l28+ (Q3+Q5)*l85+Q3*l53=0
X*(40+57+88+33+31)-Y*(33+31)+(3.49+28.48+22.55+11.17+14.24-21.07+
+27.22)*57+(3.49+28.48+22.55+11.17+14.24-21.07)*88+(3.49+28.48)*33+
X*249-Y*64+11249.44=0
Q86*l86+Q46*l46+Q47*l47+Y*l73-Q53*l53-Q85*l85=0
-X*(l53+l85)+Y*(l86+l46+l47+l73+l53+l85)+( Q7+Q4+Q6)*l86+(Q7+Q4)*l46+Q7*l47-
-Q3*l53-(Q3+Q5)*l85=0
-X*(31+33)+Y*(48+26+75+40+31+33)+(22.55+11.17+14.24)*48+
+(22.55+11.17)*26+22.55*75-3.49*31-(3.49+28.48)*33=0
-X*64-Y*253+3706.85=0
Находим X=-52.35 Y=-27.9
Q13=-52.35 МВар Q37=-27.9 МВар Q47=-5.35 МВар Q46=5.82МВар
Q86=20.06 МВар Q53=-20.96 МВар Q85=7.52 МВар Q28=6.51МВар
S13=-99.62 МВА S37=-53.40 МВА S47=-9.24 МВА S46=10.28МВА
S86=38.17 МВА S53=-40.14 МВА S85=-15.69 МВА S28=13.86МВА
Аварийный режим: отключена линия 2-8.
-X*l85 +P86*l86+P64*l64+P47*l47-P37*l37+P35*l35=0
P37=P7-P47=P7- P8+X+P6+
-X*(l85+l86+l64+l47+l37+l35)+P8*l86+(P8-P6)*l64+(P8-P6-P4)*l47-(P7-P8+P6+P4)*l37+
-X*(33+48+26+75+40+31)+34*48+(34-24)*26+(34-24-16)*75-(38-34+24+
P85=4.26 МВт P35=43.74 МВт P86=29.74 МВт P64=5.74 МВт P47=-10.26 МВт P37=48.26 МВт
P13= P35+P37+P3=43.74+48.26+5=97МВт
-X*(l85+l86+l64+l47+l37+l35)+Q8*l86+(Q8-Q6)*l64+(Q8-Q6-Q4)*l47-(Q7-Q8+Q6+Q4)*l37+
-X*(33+48+26+75+40+31)+21.07*48+(21.07-14.24)*26+(21.07-14.24-11.17)*75-
-(22.55-21.07+14.24+11.17)*40+28.48*31=0
Q85=2.65 Мвар Q35=25.83 Мвар Q86=18.42 Мвар Q64=4.18 Мвар Q47=-6.99 Мвар Q37=29.54 Мвар
Q13= Q35+Q37+Q3=25.83+29.54+3.49=58.86 Мвар
X*l64 –P74*l74-P37*l37-P13*l13+P12*l12+P28*l28+P86*l86+=0
P13= P3+P35+P37=P3+P5+P4-X+
X*(l64+l74+l37+l13+l12+l28+l86)-P4*l74-(P4+P7)*l37-(P3+P5+P4+P7)*l13+(P2+P6-
-P8)*l12+(P6-P8)*l28+P6*l86=0
X*(26+75+40+40+57+88+48)-16*75-(16+38)*40-(5+48+16+38)*40+(39+24-
-34)*57+(24-34)*88+24*48=0
P64=15.28 МВт P74=0.72 МВт P37=38.72 МВт P35=48 МВт
P13=91.72 МВт P86=39.28 МВт P28=5.28 МВт P12=44.28 МВт
X*(l64+l74+l37+l13+l12+l28+l86)-Q4*l74-(Q4+Q7)*l37-(Q3+Q5+Q4+Q7)*l13+(Q2+Q6-
-Q8)*l12+(Q6-Q8)*l28+Q6*l86=0
X*(26+75+40+40+57+88+48)-11.17*75-(11.17+22.55)*40-(3.49+28.48+11.17+
+22.55)*40+(27.22+14.24-21.07)*57+(14.24-21.07)*88+14.24*48=0
Q64=9.54 Мвар Q74=1.63 Мвар Q37=24.18 Мвар Q35=28.48 Мвар
Q13=56.15 Мвар Q86=23.78 Мвар Q28=2.71 Мвар Q12=29.93 Мвар
X*l85+P53*l53-P13*l13+P12*l12+P28*l28=0
P13= P37+P3-P53= P6+P4+P7+P3-X+
X*(l85+l53+l13+l12+l28)-P5*l53-(P6+P4+P7+P3+P5)*l13+(P2-P8)*l12-P8*l28=0
X*(33+31+40+57+88)-48*31-(24+16+38+5+48)*40+(39-34)*57-34*88=0
P85=37.89 МВт P46=24 МВт P74=40 МВт P37=78 МВт
P53=-10.11 МВт P13=93.11 МВт P28=3.89 МВт P12=42.89 МВт
X*(l85+l53+l13+l12+l28)-Q5*l53-(Q6+Q4+Q7+Q3+Q5)*l13+(Q2-Q8)*l12-Q8*l28=0
X*(33+31+40+57+88)-28.48*31-(14.24+11.17+22.55+3.49+28.48)*40+(27.22-21.07)*57-21.07*88=0
Q85=22.42 Мвар Q46=14.24 Мвар Q74=25.41 Мвар Q37=47.96 Мвар
Q53=-6.06 Мвар Q13=57.51 Мвар Q28=1.35 Мвар Q12=28.57 Мвар
X*l85-P35*l35+P37*l37+P74*l74-P64*l64-P86*l86=0
P64= P86-P6=P8-X-P2-
P74=P4-P64=P4-P8+X+P2+
P37= P7+P74=P7+P4-P8+X+P2+
X*(l85+l35+l37+l74+l64+l86)-P5*l35+(P7+P4-P8+P2+P6)*l37+(P4-P8+P2+P6)*l74-(P8-
-P2-P6)*l64-(P8-P2)*l86=0
X*(33+31+40+75+26+48)-48*31+(38+16-34+39+24)*40+(16-34+39+24)*75-(34-39-24)*26-(34-39)*48=0
P85=-24.51 МВт P82=39 МВт P86=19.51 МВт P64=-4.49 МВт
P74=20.49 МВт P37=58.49 МВт P35=72.51 МВт P13=136МВт
X*(l85+l35+l37+l74+l64+l86)-Q5*l35+(Q7+Q4-Q8+Q2+Q6)*l37+(Q4-Q8+Q2+Q6)*l74-(Q8-
-Q2-Q6)*l64-(Q8-Q2)*l86=0
X*(33+31+40+75+26+48)-28.48*31+(22.55+11.17-21.07+27.22+14.24)*40+
+(11.17-21.07+27.22+14.24)*75-(21.07-27.22-14.24)*26-(21.07-27.22)*48=0
Q85=-17.68 Мвар Q82=27.22 Мвар Q86=11.53 Мвар Q64=-2.71 Мвар
Q74=13.88 Мвар Q37=36.43 Мвар Q35=46.16 Мвар Q13=86.08 Мвар
-X*l85 +P86*l86+P64*l64+P47*l47-P37*l37-P53*l53=0
P47= P7-P37=P7-X+P5+
P64=P47+P4=P7-X+P5+P3+
P86=P64+P6=P7-X+P5+P3+P4+
-X*(l85+l86+l64+l47+l37+l53)+( P7+P5+P3+P4+P6)*l86+(P7+P5+P3+P4)*l64+(P7+
+P5+P3)*l47+(P5+P3)*l37+P5*l53=0
-X*(33+48+26+75+40+31)+(38+48+5+16+24)*48+(38+48+5+16)*26+(38+48+
+5)*75+(48+5)*40+48*31=0
P85=77.09 МВт P53=29.09 МВт P37=24.09 МВт P47=13.91 МВт
P64=29.91 МВт P86=53.91 МВт P28=97 МВт P12=136 МВт
-X*(l85+l86+l64+l47+l37+l53)+( Q7+Q5+Q3+Q4+Q6)*l86+(Q7+Q5+Q3+Q4)*l64+(Q7+
+Q5+Q3)*l47+(Q5+Q3)*l37+Q5*l53=0
-X*(33+48+26+75+40+31)+(22.55+28.48+3.49+11.17+14.24)*48+(22.55+28.48+
+3.49+11.17)*26+(22.55+28.48+3.49)*75+(28.48+3.49)*40+28.48*31=0
Q85=46.62 Мвар Q53=18.14 Мвар Q37=14.65 Мвар Q47=7.9 Мвар
Q64=19.07 Мвар Q86=33.31 Мвар Q28=58.26 Мвар Q12=86.08 Мвар
Выбор номинального напряжения сети числа цепей линий и ориентировочной мощности КУ.
Номинальное напряжение – это основной параметр определяющий габаритные размеры линий трансформаторов подстанций коммутационных аппаратов и их стоимость.
Выбранное напряжение должно соответствовать принятой системе номинальных напряжений.
Номинальное напряжение выбирается на основе сопоставления вариантов по их технико-экономическим показателям. Предварительный выбор номинальных напряжений осуществляется по экономическим зонам или по эмпирическим формулам. Во всех случаях независимыми переменными являются длины линий и протекающие по ним активные мощности.
Расчетные параметры представлены в таблице 3.1 и 3.2:
Передаваемая активная мощность МВт
Расчётное номинальное напряжение кВ
По экономическим зонам
В проектируемых сетях двух вариантов наблюдаются пониженные значения напряжения (особенно в узлах 424361 (табл. 3.3 3.4)). Это является показателем дефицита реактивной мощности в системообразующей сети. С помощью РПН на трансформаторах невозможно добиться необходимого уровня напряжения на шинах потребителей.
Узел Vном Vрас dV% Узел Vном Vрас dV% Узел Vном Vрас dV%
Включение КУ дает возможность снизить передаваемую по питающей линии реактивную мощность и за счет этого уменьшить потери напряжения в линии.
С учетом этого ставим КУ в узлы потребляющие значительную реактивную мощность. Установленные КУ приведены в табл. 3.5
Выбор сечений проводов.
Провода воздушных линий выбираются по экономическим соображениям и проверяются по допустимой мощности (току) нагрева в послеаварийных режимах а также по условиям короны для линий 110 кВ и выше. Эти критерии являются независимыми друг от друга и выбранное сечение провода должно удовлетворять каждому из них.
В качестве экономического критерия принимается минимум приведенных затрат. По этому критерию построены для каждого сечения интервалы мощности и вычислена экономическая плотность тока. При этом необходимо знать средневзвешенное значение времени использования наибольшей нагрузки равное:
Здесь I – номера узлов нагрузок Pнбi и Tнбi – наибольшая нагрузка и время использования наибольшей нагрузки в i-том узле.
По параметру Tнбср и табл.7-5 [1] принимаем ЭК=11 Амм2.
Экономическое сечение провода вычисляется по формуле:
это значение округляется до ближайшего стандартного( табл)
Принятое сечение провода проверяется по условиям допустимого тока нагрева. Для выбранного сечения провода допустимый ток по нагреву устанавливается по табл. Это значение тока должно быть больше расчетного тока протекающего по линии в послеаварийном режиме.
Выбранные сечения провода должны быть больше рекомендуемых по условию короны. Необходимо подобрать наименьшее сечение провода удовлетворяющее условию где Uраб – рабочее напряжение Uкрит – критическое напряжение короны.
Критическое напряжение вычисляется:
где r – радиус проводасм;
D – среднегеометрическое расстояние между фазами см;
– коэффициент зависящий от температуры и давления воздуха принять =1;
mп – коэффициент погоды принять mп=1;
m0 –коэффициент гладкости провода принять m0=085.
Расчетная мощность (ток) принимается по результатам расчета потокораспределения для нормального режима наибольших нагрузок при выбранном номинальном напряжении.
Проверка по допустимому току нагрева осуществляется по данным потокораспределения для наиболее тяжелого для этой линии послеаварийного режима. (табл. 4.1 и 4.2)
Результаты расчета послеаварийных режимов
Мощность при откл. ветви
Наибольшее значение тока
Выбор проводов производится по приложению 1 [ ].
Т.к. для 110 кВ применяются провода сечением не более 240 мм2 то на участке 1-2 1-3 применим двухцепную линию при этом необходимо чтобы один провод сечением проходил по условию нагрева в нормальном режиме.
Для схемы 2 двухцепную линию принимаем также на участках 1-2 и 1-3.
Результаты расчета представлены в таблице (4.3 и 4.4):
Ток в нормальном режиме наибольших нагрузок к А
Наибольший по-слеаварийный ток кА
Выбранное сечение мм2 по условиям
Приня-тое се-чение (АС)
Таблица 4.4 Вариант 2
Выбор числа типов и мощности трансформаторов на подстанциях.
Для питания потребителей I-II категории устанавливаются два трансформатора одинаковой мощности. Для питания потребителей на двух напряжениях используются трехобмоточные трансформаторы.
При установке на подстанциях двух трансформаторов допускаются их технологические перегрузки до 30-40 на время ремонта или аварийного отключения одного из них но не более 6 часов в сутки в течение пяти суток подряд при условии что коэффициент начальной его загрузки был меньше или равен 093.
Мощность каждого трансформатора:
где SH- наибольшая мощность нагрузки подстанции.
Расчетная мощность трансформатора округляется до ближайшей большей (приложение 4 и 5 [ ]).
Результаты расчета представлены в таблице (5):
Наибольшая нагрузка подстанции МВА
С учетом перегрузки(14) МВА
Категория потребителей электроэнергии
Количество трансформаторов
Тип и мощность трансформатора
Технико-экономическое сравнение вариантов.
Сопоставляемые варианты электрической сети отличаются друг от друга конфигурацией схемы сети числом цепей марками и сечениями проводов и протяженностью линий на отдельных участках. У них могут быть различия в номинальных напряжениях надежности электроснабжения величине напряжений в узлах и т.п. В силу этих обстоятельств у рассматриваемых вариантов будут неодинаковые потери мощности и электроэнергии. Для их осуществления потребуются разной величины капитальные затраты.
Из этого перечня факторов вытекает что для сопоставления вариантов сети необходимо использовать какой-то перечень критериев т.е. реализовать многокритериальный подход но многим из указанных факторов трудно дать количественную оценку. Поэтому на практике используют однокритериальный способ сопоставления вариантов. В практике проектирования сопоставляют варианты по одному целевому критерию - приведенным затратам.
Предпочтение отдают тому варианту приведенные затраты у которого наименьшие.
В общем случае при записи формулы приведенных затрат варианта сети учитывается фактор времени если сеть не может быть построена за короткий срок (1 год). Электросетевые объекты как правило сооружаются за 1-2 года. Поэтому фактор времени здесь можно не учитывать.
Приведённые затраты: Приведённые затраты:
где К- единовременные капитальные вложения;
-нормативный коэффициент эффективности капиталовложений рекомендуемый на данное время равным 012;
-годовые эксплуатационные расходы (издержки).
где Кл - капитальные вложения в строительство линии (по табл.8-8 [1]);
Кпс - капитальные вложения в строительство подстанции (по табл.8-19;
- затраты на увеличение мощности станций на 1 кВт;
где Км – коэффициент попадания расчетной нагрузки в максимум
энергосистемы принять Км=1;
Ксн – коэффициент учитывающий увеличение установленной мощности электростанции на питание собственных нужд принять Ксн=107;
Кр – коэффициент учитывающий резерв мощности в системе принять Кр=11;
- максимальные потери мощности (за год) в проектируемой сети (берем из результатов расчета по программе RASTR) = 6417 Квт;
Куд – удельные затраты на строительство электростанций принять Куд=170 рубкВт ;
где Кт – удельные вложения в топливную базу и транспортировку топлива принять Кт=65 рубт ;
bут – удельный расход топлива на электростанциях
принять bут=320 гкВтч ;
- потери энергии за год в сети;
-нагрузочные потери энергии кВтч
- потери энергии холостого хода кВтч
где - потери активной мощности на корону. Отбрасываем так как эта составляющая затрат учитывается в линиях 220 кВ и выше.
- потери активной мощности в стали трансформаторов
-нагрузочные потери активной мощности кВт
Т – число часов в году; T=8760
- время максимальных потерь час;
где -коэффициент одновременности использования максимума нагрузки
где и - отчисления на амортизацию техобслуживание и ремонт линий и трансформаторов( по табл.8-2 [1]);
н и хх – удельные затраты на возмещение нагрузочных потерь и потерь холостого хода копкВтч ( по рис.8-1 [1]).
Стоимость подстанций.
Постоянная часть затрат
где Кпост – затраты на благоустройство территории подъездные пути пункты управления и др. (табл. 8-36 [1]).
В результате сравнения двух вариантов по методу приведённых затрат выбираем вариант №2
Расчёт монтажных кривых.
Провода воздушных линий испытывают действие нагрузок — вертикальных (вес провода и гололёда) и горизонтальных (давление ветра) в результате чего в металле возникают растягивающие напряжения. При расчетах удобно пользоваться удельными (приведенными) нагрузками которые относятся к 1 м длины линии и 1 мм сечения провода.
Удельные нагрузки рассчитывают исходя из условия что нагрузка по длине провода в пролете распределяется равномерно и порывы ветра отсутствуют.
Расчет производится для участка 2-8 выполненного проводами
АС 24032 район по гололеду 1 по ветру – 2. Температура: макс. +41 С мин. -38 С средняя +5С.
Необходимые данные находим по [4].
Нагрузка от собственной массы провода вычисляется в зависимости от материала провода и его конструкции:
где Go – масса провода Go = 921 кгкм
g – ускорение свободного падения g=9.8×10^-3
S – суммарная площадь поперечного сечения S = 2757 мм^2. Нагрузку от массы гололеда определяют исходя из условия что гололедные отложения имеют цилиндрическую форму плотностью go = 0.9 гсм^2:
где d – диаметр провода d = 216 мм
b – толщина стенки гололеда принимаемая в зависимости от климатического района по гололеду и номинального напряжения линии b =10 мм.
Нагрузка от собственной массы провода и массы гололеда направлена вертикально и определяется по формуле:
g3 = g1 + g2=33+32=65
Нагрузка от давления ветра при отсутствии гололеда рассчитывается согласно выражению:
где– угол между направлением ветра и проводами линий в расчетах принимается равным 90
q – скоростной напор ветра q = 40 кгсм
Сx – аэродинамический коэффициент равен 1.1
– коэффициент которым учитывается неравномерность скорости ветра по длине пролета равен 0.85.
Нагрузка от давления ветра при наличии гололеда рассчитывается аналогично но с учетом увеличения площади боковой поверхности провода из-за гололеда:
Суммарная нагрузка от собственной массы проводов и от давления ветра (при отсутствии гололеда) составляет:
Суммарная нагрузка от собственной массы провода от гололеда и давления ветра равна:
Результаты расчета удельных нагрузок
Под воздействием механической нагрузки и температуры окружающей среды в проводах воздушных линий возникают механические напряжения. Для каждой марки провода существует предел прочности превышение которого вызывает необратимые изменения механических свойств провода. Напряжения в проводе не должны быть меньше допустимых при трёх наиболее опасных условиях:
– при наименьшей температуре;
– при наибольшей нагрузке;
– при среднеэксплуатационных условиях.
С помощью трёх критических пролётов определяют какой из трёх указанных условий нужно принимать в качестве исходного условия в уравнении состояния провода.
Первый критический пролет – это пролет такой длины при которой напряжение в проводе в режиме среднегодовой температуры равно допустимому при среднегодовой температуре sэ а в режиме низшей температуры - допустимому напряжению при низшей температуре s-.
Выражение для первого критического пролёта:
где – температура в режиме низшей температуры;
– среднегодовая температура;
b – значение обратное модулю упругости = 1Е E = 7700 даНмм2;
a – температурный коэффициент линейного удлинения провода
Определяем допустимые напряжения:
sг= 045×27 =1215 даНмм^2;
sэ = 03×27 =81 даНмм2.
Второй критический пролет – это пролет при котором напряжение в проводе при наибольшей нагрузке равно допустимому напряжению при наибольшей нагрузке sг а в режиме низшей температуры – допустимому напряжению при низшей температуре :
где tг – температура в режиме максимальной нагрузки принимаем равной –5 оС
gг – удельные нагрузки принимаем gг = g7.
Третий критический пролет – это пролет при котором напряжение при среднегодовой температуре достигает допустимого при среднегодовой температуре sэ а в режиме максимальной нагрузки равно допустимому при максимальной нагрузке sг.
Полученное соотношение критических пролетов (l3k l2k l1k). Принимаем длину пролетов 1 = 200 м.
Так как l3k l2k l1k и l> l2k за исходный принимается режим максимальных нагрузок 5.
Расчет монтажных кривых ведется исходя из уравнения состояния провода:
Стрелу провеса определим по формуле:
Задаваясь различными значениями температуры t вычислим значения s а по ним – f и Т. Определяем значения напряжения и стрелы провеса рассчитываем натяжение провода для различных температур.
Технико-экономические характеристики выбранного варианта сети.
В конце проекта приводятся основные технические и экономические показатели проектируемой электрической сети по которым специалисты-эксперты могут судить о степени правильности принятия инженерных решений при проектировании объекта. Приводятся следующие обобщенные данные.
). Номинальное напряжение сети U=110 кВ.
). Установленная мощность трансформаторов.
где STi – номинальная мощность трансформаторов у i-го потребителя i – индексы нагрузок.
). Протяжённость линий электропередачи
). Передаваемая активная мощность
). Передаваемая электроэнергия
где Tнбi – время использования максимальной нагрузки i-го потребителя
где DPн – нагрузочные потери мощности в линиях и трансформаторах
DP0 – потери холостого хода в линиях и трансформаторах
). Потери электроэнергии
где - нагрузочная составляющая потерь мощности;
- потери холостого хода.
- трансформаторы МВтч;
- холостого хода МВтч;
). Удельная установленная мощность трансформаторов по отношению к передаваемой мощности
STу = STР=3346170=1968;
). Потери мощности в процентах по отношению к передаваемой мощности
- по трансформаторам %;
- по трансформаторам %.
). Потери электроэнергии в процентах по отношению к передаваемой электроэнергии
) Стоимость передачи электроэнергии
) Капитальные затраты
) Составляющие капитальных затрат к полным капитальным затратам
) Удельные капитальные вложения по отношению к передаваемой мощности
Полученные результаты занесем в таблицу 8.
Результаты технико-экономического расчета
Номинальное напряжение сети
Установленная мощность трансформаторов
Протяжённость линий электропередачи
Передаваемая активная мощность
Передаваемая электроэнергия
Потери электроэнергии
Удельная установленная мощность трансформаторов по отношению к передаваемой мощности
Потери мощности в процентах
Потери электроэнергии в процентах
Стоимость передачи энергии
Составляющие капитальных затрат в процентах
Удельные капитальные вложения
Электрические расчёты характерных режимов сети: нормальных режимов наибольших и наименьших нагрузок послеаварийного режима.
Нормальный режим наибольших нагрузок
Узел Название V Фаза Pнаг Qнаг Pген Qген Vзад Qmin Qmax
Pлин Qлин dP dQ Ток dPз dQз
Структурный анализ активных потерь в районе = Вся сеть
Uном Тип Потери в ЛЭП Потери в тр-рах Потери в шунтах
0 Всего: 6.003 93.54 0.415 6.46 0.000 0.00
Cумма: 6.003 93.54 0.415 6.46 0.000 0.00
Cуммарные потери: 6.417( 100.00%)
Структурный анализ реактивных потерь в районе = Вся сеть
мВар % мВар % мВар %
Продольные 17.544 185.97 9.907 105.02
Поперечные -18.018-191.00 0.000 0.00
0 Всего: -0.474 -5.02 9.907 105.02 0.000 0.00
Cумма: -0.474 -5.02 9.907 105.02 0.000 0.00
Cуммарные потери: 9.433( 100.00%)
Район Название Pнаг Qнаг Pген Qген dP dQ
-- Сумма :(вн.перетокпотребление) 0.0 0.0 176.4 114.9
0 Всего: 5.352 92.93 0.407 7.07 0.000 0.00
Cумма: 5.352 92.93 0.407 7.07 0.000 0.00
Cуммарные потери: 5.759( 100.00%)
Продольные 16.345 205.86 9.733 122.58
Поперечные -18.138-228.44 0.000 0.00
0 Всего: -1.793 -22.58 9.733 122.58 0.000 0.00
Cумма: -1.793 -22.58 9.733 122.58 0.000 0.00
Cуммарные потери: 7.940( 100.00%)
-- Сумма :(вн.перетокпотребление) 0.0 0.0 175.8 113.4
Для выбранного варианта сети (схема2) приводим расчет послеаварийного режима (линия 2-8 отключена):
0 Всего: 5.553 93.12 0.410 6.88 0.000 0.00
Cумма: 5.553 93.12 0.410 6.88 0.000 0.00
Cуммарные потери: 5.964( 100.00%)
Продольные 17.329 142.28 9.806 80.51
Поперечные -14.955-122.79 0.000 0.00
0 Всего: 2.373 19.49 9.806 80.51 0.000 0.00
Cумма: 2.373 19.49 9.806 80.51 0.000 0.00
Cуммарные потери: 12.179( 100.00%)
-- Сумма :(вн.перетокпотребление) 0.0 0.0 176.0 117.6
Для выбранного варианта сети (схема2) приводим расчет режима наименьших нагрузок :
0 Всего: 3.475 92.66 0.275 7.34 0.000 0.00
Cумма: 3.475 92.66 0.275 7.34 0.000 0.00
Cуммарные потери: 3.751( 100.00%)
Продольные 10.664-700.65 6.559-430.92
Поперечные -18.7441231.57 0.000 -0.00
0 Всего: -8.081 530.92 6.559-430.92 0.000 -0.00
Cумма: -8.081 530.92 6.559-430.92 0.000 -0.00
Cуммарные потери: -1.522( 100.00%)
Оценка достаточности регулировочного диапазона трансформаторов из условия встречного регулирования напряжения.
Расчёт встречного режима регулирования ведётся по следующим этапам:
Определяем напряжение низкой стороны приведенное к напряжению высокой по формуле:
где - напряжение полученное при расчётах в программе RASTR
- коэффициент трансформации.
Определяем расчётное напряжение на шинах высокого напряжения по формуле:
где - желаемое напряжение на шинах НН (=105 кВ - в режиме наибольших нагрузок и =10 кВ - в режиме наименьших нагрузок).
Определяем напряжение ответвления кВ номер ответвления и добавка напряжения в процентах исходя из таблицы 10.1.
Определяем действительное напряжение на шинах НН:
Приведём пример расчёта встречного режима регулирования в режиме наибольших наименьших нагрузок и в послеаварийном режиме в узле 2.
Регулирование на низкой стороне.
Режим наибольших нагрузок.
=101*115105=110619 (кВ)
=110619*105105=110619 (кВ)
Выбираем =1109 кВ (-356)
=110619*1051109=1047 (кВ).
Послеаварийный режим.
Режим наименьших нагрузок.
=106*115105=11609 (кВ)
=11609*10510=1219 (кВ)
Выбираем =1211 кВ (+534)
=11609*1051211=1006 кВ.
Напряжение ответвлений трансформаторов при Uном=115 кВ (+-9*178%)
Добавка напряжения (%)
Напряжение ответвления
Результаты расчёта режима наибольших нагрузок.
Действительное напряжение на шинах ННкВ
Результаты расчёта послеаварийного режима.
Результаты расчёта наименьших нагрузок.
В данном курсовом проекте была разработана электрическая сеть промышленного района. По заданным координатам было составлено 5 конфигураций электрической сети. Из них было выбрано 2 наиболее экономичных. Для этих конфигураций производился расчёт номинального напряжения и выбор марки проводов линии. После этого делался расчёт потокораспределения на основании чего можно было уточнить конфигурацию сети. На основании вышесказанного и составленных однолинейных схем можно было составить технико-экономические показатели для двух вариантов схем и сравнить их далее произвели электрические расчёты характерных режимов сети сделали оценку достаточности регулировочного диапазона трансформаторов проверку токонесущей способности проводов линий и расчёт технико-экономических показателей.
На основе полученных данных можно сделать вывод о правильности спроектированной схемы. Во всех узлах сети поддерживается необходимый уровень напряжения. По данным экономического расчета показатели сети примерно соответствуют показателям реальных сетей такого же класса.
Справочник по проектированию электроэнергетических систем.Под ред. С.С. Рокотяна и И.М. Шапиро. Изд. 2-е переработ. и доп. М."Энергия"1977.
Поспелов Г.Е. Федин В.Т. Электрические системы и сети. Проектирование: Учеб. пособие для втузов.-2-е изд.испр. и доп.-Мн.: Выш. шк.1988.
Сыч Н.М.Федин В.Т. Основы проектирования электрических сетей электроэнергетических систем: Уч. Пособие к курс. Проекту по дисциплине "Электрические системы и сети".-Мн.:УП"Технопринт"2000.-54с.
Федин В.Т. Электрические системы и сети. Терминология и задачи для решения: Метод. пособие к практическим занятиям по дисциплине "Электрические системы и сети " и "Установившиеся режимы электрических систем и сетей" для студ. Электроэнергетических спец. фузовВ.Т. Федин Г.А. Фадеева А.А. Волков; Под ред. В.Т. Федина. – Мн.:БНТУ2004.-96с.

2.dwg

Энергетический факультет
Режимы работы сети. Промежуточная опора ЛЭП 110 кВ. Монтажные кривые.
Режим максимальных нагрузок
Промежуточная опора ЛЭП 110 кВ
Послеаварийный режимрежим (отключена линия 2-8)
Режим наименьших нагрузок

1.dwg

Энергетический факультет
Однолинейная схема сети. Технико-экономические показатели. Варианты сети.
Наименование показателя
Номинальное напряжение сети
Установленная мощность тр-ров
Передаваемая активная мощность
Передаваемая электроэнергия
Потери электроэнергии в ЛЭП
Потери электроэнергии в тр-рах
Потери мощности в ЛЭП
Потери мощности в тр-рах
Стоимость передачи электроэнергии
Капитальные затраты ЛЭП
Капитальные затраты подстанции
Составляющие кап затрат ЛЭП
Составляющие кап затрат подстанций
Удельные капитальные вложения
Удельная мощность тр-ров
Потери мощности в ЛЭП в %
Потери мощности в тр-рах в %
Потери электроэнергии в ЛЭП %
Потери электроэнергии в тр-рах в %
Капитальные затраты
Технико-экономические показатели
Генерирующая станция 8

doc3.doc

=11609*10510=1219 (кВ)
Выбираем =1211 кВ (+534)
=11609*1051211=1006 кВ.
Напряжение ответвлений трансформаторов при Uном=115 кВ (+-9*178%)
Добавка напряжения (%)
Напряжение ответвления
Результаты расчёта режима наибольших нагрузок.
Действительное напряжение на шинах ННкВ
Результаты расчёта послеаварийного режима.
Результаты расчёта наименьших нагрузок.

ответвления.doc

10. Оценка достаточности регулировочного диапазона трансформаторов из условия встречного регулирования напряжения.
Расчёт встречного режима регулирования ведётся по следующим этапам:
Определяем напряжение низкой стороны приведенное к напряжению высокой по формуле:
где - напряжение полученное при расчётах в программе RASTR
- коэффициент трансформации.
Определяем расчётное напряжение на шинах высокого напряжения по формуле:
где - желаемое напряжение на шинах НН (=105 кВ - в режиме наибольших нагрузок и =10 кВ - в режиме наименьших нагрузок).
Определяем напряжение ответвления кВ номер ответвления и добавка напряжения в процентах исходя из таблицы 111.
Определяем действительное напряжение на шинах НН:
Приведём пример расчёта встречного режима регулирования в режиме наибольших наименьших нагрузок и в послеаварийном режиме в узле 2 и в узле 5.
Регулирование на низкой стороне.
Режим наибольших нагрузок.
=10*115105=1084 (кВ)
=1084*105105=1084 (кВ)
Выбираем =1089 кВ (-534)
=1084*1051089=105 (кВ).
Послеаварийный режим.
=94=6*115105=10514 (кВ)
=10514*105105=10514 (кВ)
Выбираем =1048 кВ (-89)
=10514*1051048=1053 (кВ).
Режим наименьших нагрузок.
=107*115105=11719 (кВ)
=11719*10510=12305 (кВ)
Выбираем =1232 кВ (+712)
=11719*1051232=999 кВ.
Регулирование на средней стороне.
=354*115367=11092 (кВ)
=11092*367367=11092 (кВ)
Выбираем =1109 кВ (-356)
=11092*3671109=3671 (кВ).
=342*115367=10717 (кВ)
=10717*367367=10717 (кВ)
Выбираем =1068 кВ (-712)
=10717*3671068=368 (кВ).
=38*115367=11907 (кВ)
=11907*36735=12485 (кВ)
Выбираем =1252 кВ (+98)
=11907*3671252=349 (кВ).
Так как напряжение на средней стороне регулируется без возбуждения то необходимо выбрать среднее ответвление при котором будет работать трансформатор.
=(1199+1068+1252)3=1173 (кВ). Добавка напряжения +178.
Узел 5.Режим наибольших нагрузок.
=94*115105=10514 (кВ)
=10514*1051048=1053 (кВ)
=94*115105=10295 (кВ)
=10295*105105=10295 (кВ)
Выбираем =1027 кВ (-1068)
=10295*1051027=1052 (кВ)
Результаты расчётов приведены в таблицах 19 20 21.
Напряжение ответвлений трансформаторов при Uном=115 кВ (+-9*178%)
Добавка напряжения (%)
Напряжение ответвления
Напряжение ответвлений трансформаторов приUном=367 кВ (+-12*1%)
Напряжение ответвления
Результаты расчёта режима наибольших нагрузок.
Результаты расчёта режима наименьших нагрузок.
Результаты расчёта послеаварийного режима.

Сечения проводов.doc

Таблица 7.1 Вариант 1
Ток в нормальном режиме наибольших нагрузок к А
Наибольший по-слеаварийный ток кА
Выбранное сечение мм2 по условиям
Приня-тое се-чение (АС)
Таблица 7.2 Вариант 2

трансформаторы.doc

Наибольшая нагрузка подстанции МВА
С учетом перегрузки(14) МВА
Категория потребителей электроэнергии
Количество трансформаторов
Тип и мощность трансформатора

Растр.doc

Узел Название V Фаза Pнаг Qнаг Pген Qген Vзад Qmin Qmax
Pлин Qлин dP dQ Ток dPз dQз
Структурный анализ активных потерь в районе = Вся сеть
Uном Тип Потери в ЛЭП Потери в тр-рах Потери в шунтах
0 Всего: 10.195 93.59 0.698 6.41 0.000 0.00
Cумма: 10.195 93.59 0.698 6.41 0.000 0.00
Cуммарные потери: 10.893( 100.00%)
Структурный анализ реактивных потерь в районе = Вся сеть
мВар % мВар % мВар %
Продольные 29.299 98.09 16.798 56.24
Поперечные -16.229 -54.33 0.000 0.00
0 Всего: 13.070 43.76 16.798 56.24 0.000 0.00
Cумма: 13.070 43.76 16.798 56.24 0.000 0.00
Cуммарные потери: 29.868( 100.00%)
Узел Vном Vрас dV% Узел Vном Vрас dV% Узел Vном Vрас dV%
Район Название Pнаг Qнаг Pген Qген dP dQ
-- Сумма :(вн.перетокпотребление) 0.0 0.0 180.9 135.3
0 Всего: 8.796 92.91 0.671 7.09 0.000 0.00
Cумма: 8.796 92.91 0.671 7.09 0.000 0.00
Cуммарные потери: 9.467 ( 100.00%)
Продольные 26.530 101.17 16.145 61.57
Поперечные -16.451 -62.74 0.000 0.00
0 Всего: 10.079 38.43 16.145 61.57 0.000 0.00
Cумма: 910.079 38.43 16.145 61.57 0.000 0.00
Cуммарные потери: 26.223 ( 100.00%)
Узел Vном Vрас dV% ? Узел Vном Vрас dV% ? Узел Vном Vрас dV%
115.0 115.0 0.00? 2 115.0 108.3 -5.84? 3 115.0 107.9 -6.19
115.0 96.3 -16.27? 5 115.0 102.9 -10.55? 6 115.0 97.5 -15.20
115.0 100.4 -12.70? 8 115.0 104.4 -9.18? 21 10.5 9.4 -10.51
11.0 10.2 -7.25? 41 115.0 90.6 -21.26? 42 38.5 30.3 -21.28
11.0 8.5 -22.66? 51 10.5 8.8 -15.85? 61 10.5 8.4 -19.69
-- Сумма :(вн.перетокпотребление) 0.0 0.0 179.5 131.7