Проектирование района электрических сетей
- Добавлен: 25.01.2023
- Размер: 4 MB
- Закачек: 0
Узнать, как скачать этот материал
Подписаться на ежедневные обновления каталога:
Описание
Проектирование района электрических сетей
Состав проекта
|
|
9 Глава 9.3.docx
|
|
9 Задание СС.docx
|
|
9 Содержание.docx
|
|
9 Глава 10.docx
|
|
9 Глава 7.docx
|
|
9 Глава 6.docx
|
|
|
9 Глава 9.xlsx
|
9 Глава 10.2.xmcd
|
|
9 Глава 6.xlsx
|
|
9 Глава 4.xlsx
|
|
9 Глава 10.xmcd
|
|
9 Глава 6.2.xlsx
|
|
9 Глава 5.xlsx
|
|
9 Линии.xlsx
|
9 Задание ЭЭ.doc
|
|
|
|
9 Однолинейная схема 1.bak
|
9 Однолинейная схема 1.dwg
|
|
9 Поясняющие схемы 2.bak
|
|
9 Поясняющие схемы 2.dwg
|
|
1 Однолинейная схема 29.bak
|
|
2 Поясняющие схемы.bak
|
|
|
|
|
|
Расчёт нагрузок сети 9.rns.xlsx
|
|
Расчёт нагрузок сети 9.rns
|
|
|
|
|
откл.10 7-101,101-11,101-9.txt
|
|
откл.4 1-6.txt
|
|
9 Отключения.xlsx
|
|
откл.7 5-16,16-13,16-8.txt
|
|
9 токи Iв.xlsx
|
|
9 Книга 1.txt
|
|
откл.5 5-6.txt
|
|
9 Книга 1.re
|
|
ТДТН-25000.xlsx
|
|
откл.9 8-9.txt
|
|
откл.3 4-6.txt
|
|
откл.6 6-14,14-12,14-7.txt
|
|
откл.1 1-201,201-3,4-201.txt
|
|
ТДТН-25000.txt
|
|
9 Книга 1.xlsx
|
|
откл.8 7-8.txt
|
|
9 Послеававрийный режим.xlsx
|
|
ТДТН-25000.re
|
|
откл.2 4-5.txt
|
|
|
|
9 Глава 9 2.re
|
|
откл.10 7-101,101-11,101-9.txt
|
|
9 ТДТН-25000 9.txt
|
|
9 ТДТН-25000 9.re
|
|
9 Глава 9.xlsx
|
|
откл.4 1-6.txt
|
|
9 ТДТН-25000 9 2.txt
|
|
9 ТДТН-25000 9 2.xlsx
|
|
9 Глава 9.re
|
|
откл.7 5-16,16-13,16-8.txt
|
|
9 Глава 9.txt
|
|
9 Глава 9 2.txt
|
|
откл.5 5-6.txt
|
|
9 токи Iв 9.xlsx
|
|
откл.9 8-9.txt
|
|
9 Послеававрийный режим 9.xlsx
|
|
откл.3 4-6.txt
|
|
откл.6 6-14,14-12,14-7.txt
|
|
9 ТДТН-25000 9.xlsx
|
|
откл.1 1-201,201-3,4-201.txt
|
|
9 Глава 9 2.xlsx
|
|
откл.8 7-8.txt
|
|
9 ТДТН-25000 9 2.re
|
|
9 Отключения 9.xlsx
|
|
откл.2 4-5.txt
|
|
|
|
Unit2.~df
|
|
Теплов проверка с ИРМ (код - 1).rns
|
|
Project1.bpr
|
|
Unit1.~df
|
|
Unit1.h
|
|
Теплов проверка (код - 1).rns
|
Инструкция PROJECT2 окончательно.pdf
|
|
Инструкция программы Расчет нагрузок.pdf
|
|
Project1.cpp
|
|
Project1.~bp
|
|
Unit2.dfm
|
|
main.d
|
|
Расчёт нагрузок сети.exe
|
|
Unit1.cpp
|
|
Project1.~cp
|
|
Проба без ИРМ.rns
|
|
Unit2.cpp
|
|
Unit1.~h
|
|
Unit1.dfm
|
|
Project1.obj
|
|
Unit2.h
|
|
Project1.tds
|
|
Unit1.~cp
|
|
Unit2.~h
|
|
Расчёт нагрузок сети (с кнопкой правки базы данных по отраслям).exe
|
|
|
|
main.d
|
|
Project2.13.exe
|
|
Project1.res
|
|
Unit2.~cp
|
|
Unit1.obj
|
|
Unit2.obj
|
|
9 Глава 2.2.docx
|
|
|
|
9 2.spl
|
ТДТН-25000.GIF
|
|
Схема района 9.GIF
|
|
9 1.spl
|
|
Схема района 9.docx
|
|
Metoda_seti.pdf
|
|
9 Глава 9.2.docx
|
|
9 Глава 4.docx
|
|
9 Глава 2.docx
|
|
Титульный лист.doc
|
|
9 Глава 5.docx
|
|
9 Глава 3.docx
|
|
9 Глава 8.docx
|
|
9 Глава 6.2.docx
|
|
Оборотная сторона.doc
|
|
9 Глава 10.2.docx
|
|
9 Глава 1.docx
|
|
9 Глава 9.docx
|
Дополнительная информация
Контент чертежей
9 Глава 9.3.docx
Принимаем в качестве исходной информации:
найденные уточненные параметры ветвей (таблица 9.1);
найденные уточненные параметры трансформаторов подстанций (таблица 6.1);
базисное напряжение – 220 кВ;
мощность генерируемая ГЭС равна 40% от Pmin.сети (таблица 1.3).
Расчет установившегося режима сети производим с помощью программы Project2.13.
Исходная информация вводимая в программу Project2.13 приведена в таблицах 9.6 ÷ 9.7 результаты расчета в таблицах 9.8 ÷ 9.9.
Таблица 9.10 – Исходные данные по узлам для программы Project2.13. Уточняющий расчет. Режим наименьших нагрузок
Таблица 9.11 – Исходные данные по узлам для программы Project2.13. Уточняющий расчет. Режим наименьших нагрузок
Продолжение таблицы 9.11
Таблица 9.12 – Исходные данные по узлам для программы Project2.13. Уточняющий расчет. Режим наименьших нагрузок
Продолжение таблицы 9.12
Таблица 9.13 – Исходные данные по узлам для программы Project2.13. Уточняющий расчет. Режим наименьших нагрузок ПС-11
Таблица 9.14 – Исходные данные по узлам для программы Project2.13. Уточняющий расчет. Режим наименьших нагрузок ПС-11
Таблица 9.15 – Исходные данные по узлам для программы Project2.13. Уточняющий расчет. Режим наименьших нагрузок ПС-11
Таблица 9.16 – Исходные данные по узлам для программы Project2.13. Уточняющий расчет. Режим наименьших нагрузок ПС-11
9 Задание СС.docx
ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ им Р.Е.Алексеева
Факультет автоматики и электромеханики
Кафедра электроэнергетики и электроснабжения
На курсовое проектирование района электрических сетей
Вариант схемы района № 9
Код проекта: КП-НГТУ-140211-04-ЭС-__-09- 08
Исходные данные к курсовому проекту по курсу "Электроэнергетика. Часть 1" и курсовой работе «Переходные процессы в электрических системах»
Значения нагрузок в узлах схемы:
Наименование потребителя
Категория потребителя
Технол.пр-во мясокомбината
Цех подготовки сырья МК
Печатн. и отделочн. ф-ка
9 Содержание.docx
Оценочный расчет потокораспределения.14
1 Расчет параметров схемы замещения.14
2 Расчет потокораспределения в схеме замещения электросетевого района с использованием программы Project2.13.18
Оценка загрузки ЛЭП в послеаварийных и ремонтных режимах.26
Оценка целесообразности заданных напряжений электропередач.29
Выбор сечения и марки проводов воздушных линий электропередач.32
Выбор числа и мощности трансформаторов расчет параметров их схем замещения и потерь мощности.36
1 Выбор автотрансформаторов и трехобмоточных трансформаторов расчет параметров их схем замещения и потерь мощности.36
2 Выбор трансформаторов с расщепленной обмоткой расчет параметров их схем замещения и потерь мощности.41
Выбор режима нейтрали.44
Выбор главных схем РУ подстанций.46
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.47
2 Уточняющий расчет максимальных нагрузок для нормальной схемы электросетевого района.51
3 Уточняющий расчет минимальных нагрузок для нормальной схемы электросетевого района.61
Расчет положений РПН на силовых трансформаторах проектируемой подстанции.70
1 Режим максимальных нагрузок.70
2 Режим минимальных нагрузок.74
9 Глава 10.docx
На понижающей подстанции ПС 11 установлены два трехобмоточных трансформатора типа ТДТН – 25000110. Регулирование напряжения осуществляется в обмотке ВН под нагрузкой (PПН) в пределах ±9×178% номинального напряжения и с регулированием напряжения на стороне СН 35 кВ при отключенном трансформаторе (ПБВ) в пределах ±2×25% номинального напряжения.
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);
U1 – напряжение на вводах высокого напряжения (таблица 9.4).
Вычислим приведенные к стороне ВН значения напряжений в точках 2 и 3 схемы замещения:
где Pс' Qс' – активная и реактивная мощность проходящая через обмотки среднего напряжения (таблица 6.1);
Pн' Qн' – активная и реактивная мощность проходящая через обмотки низкого 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 .
Определение необходимых ответвлений РПН и ПБВ начинается с обеспечения желаемого напряжения на шинах НН. Номер ответвления РПН рассчитывается по формуле:
где Δk% – ступень регулирования РПН.
Округляем номер ответвления до ближайшего целого числа. n1 = –3.
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 ПУЭ выполняется.
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.
9 Глава 7.docx
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 замыкания).
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 и ТДТН изображены соответственно на рисунках 7.1 и 7.2.
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
9 Глава 6.docx
1 Выбор автотрансформаторов и трёхобмоточных трансформаторов расчет параметров их схем замещения и потерь мощности
Выбор трансформаторов осуществляем при использовании следующей исходной информации:
мощность нагрузки принимаем по данным технического задания с учетом её перспективного роста;
в качестве номинального напряжения обмоток высокого напряжения трансформаторов используем номинальное напряжение существующего электросетевого района;
в качестве номинального напряжения обмоток низкого напряжения принимаем напряжение 63 или 105 кВ.
Число трансформаторов на всех подстанциях принимаем равным двум. Выбор мощности одного трансформатора производим с учетом его перегрузочной способности (140%):
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 узла питания;
Iср Iса – активная и реактивная составляющая сопряженного комплекса тока ветви ВН.
Расчетная нагрузка для ПС связи с учётом того что на ПС установлено по два трансформатора:
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 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 трёхобмоточных трансформаторов параметры схемы замещения потерь мощности
Активная составляющая тока ветви ВН (таблица 2.7) Iа
Реактивная составляющая тока ветви ВН (таблица 2.7) Iр
Сопряженное значение тока ВН
Активная составляющая Iса
Реактивная составляющая Iср
Активная составляющая напряжения (таблица 2.6) Uа
Реактивная составляющая напряжения (таблица 2.6) Uр
Мощность передаваемая через ветвь ВН
Активная по формуле (6.4) или (Таблица 1.4) РВН
Реактивная по формуле (6.5) или (Таблица 1.4) QВН
Мощность передаваемая через ветвь СН
Активная (Таблица 1.4) РСН
Реактивная (Таблица 1.4) QСН
Мощность передаваемая через ветвь НН
Активная (Таблица 1.4) РНН
Реактивная (Таблица 1.4) QНН
Расчетная нагрузка ПС (Таблица 1.4) SПС
Расчетная трансформируемая нагрузка по формуле (6.1) SТ.РАСЧ
Расчетная мощность трансформатора по формуле (6.2) Sрасч.Т
Продолжение таблицы 6.1
Проверка правильности выбора
Фактический коэф. загрузки в нормальном режиме по формуле (6.8) kЗ.НОРМ
Фактический коэф. загрузки в аварийном режиме по формуле (6.9) kЗ.АВ
Номинальная мощность Sном
Типовая мощность Sтип
Потери холостого хода ΔРх
Напряжение к.з в-с uК(В-С)
Напряжение к.з в-н uК(В-Н)
Напряжение к.з с-н uК(С-Н)
Ток холостого хода IХ
Параметры схемы замещения трансформатора
Реактивное сопротивление обмотки ВН по формуле (6.10) XВ
Реактивное сопротивление обмотки СН по формуле (6.11) XС
Реактивное сопротивление обмотки НН по формуле (6.12) XН
Сквозное сопротивление rскв
Активное сопротивление обмотки ВН по формуле (6.13) rВ
Активное сопротивление обмотки СН по формуле (6.14) rС
Активное сопротивление обмотки НН по формуле (6.15) rН
Реактивные потери холостого хода по формуле (6.21) Qх
Проводимость по формуле (6.17) gт
Проводимость по формуле (6.18) bт
Потери мощности в трансформаторе
Активные потери по формуле (6.19) ΔРт
Реактивные потери по формуле (6.20) ΔQт
Потери мощности в группе трансформаторов
Активные потери по формуле ΔР
Реактивные потери по формуле ΔQ
9 Задание ЭЭ.doc
ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ им Р.Е.Алексеева
Факультет автоматики и электромеханики
Кафедра электроэнергетики и электроснабжения
“Районная понизительная подстанция”
Код проекта: КП-НГТУ-140211-(07-ЭСН)-09- 10
Проектируемая подстанция в узле № 11 сети 110 кВ.
Перечень линий электропередач отходящих от проектируемой подстанции:
Наименование потребителя
Расстояние от пст км
Категория потребителя
Технол.пр-во мясокомбината
Цех подготовки сырья МК
Нагрузка на питающие линии объектов распределена равномерно с взаимным попарным резервированием.
Климатический район – Владимирская обл.
Среда в районе расположения подстанции запыленная.
Обслуживание подстанции – выездной бригадой.
ПЕРЕЧЕНЬ ВОПРОСОВ ПОДЛЕЖАЩИХ РАЗРАБОТКЕ
Расчет суммарных электронагрузок на шинах всех напряжений подстанции. Определение годовых расходов активной и реактивной энергии потребителями подстанции.
Выбор числа и мощности главных понизительных трансформаторов.
Составление блок-схемы подстанции.
Составление схемы подстанции с распределением отходящих линий по секциям и трансформаторам.
Расчет токов короткого замыкания.
Выбор аппаратов шин кабелей.
9 Однолинейная схема 1.dwg
КП - НГТУ - 140211 - 07 - ЭСН - 09 - 11
U4max = 230 U4max = 230
U4min = 220 U4min = 220
Напряжения указаны в кВ
S7max = 20 - j10 S7min = 5
Мощности указаны в МВА
электросетевого района
S11max = 43 - j19 S11min = 25
9 Поясняющие схемы 2.dwg
КП - НГТУ - 140211 - 07 - ЭСН - 09 - 11
Нефтеперерабатывающий завод
Пищевая промышленность
Прядильно-ткацкая фабрика
Технологическое производство мясокомбината
Поясняющая схема с параметрами
(натуральный коэффициент мощности)
Векторная диаграмма Л4-5 режима наибольших нагрузок
Схема замещения ВЛ для построения векторной диаграммы с включением УПК в линию
(итоги машинного расчета)
Векторная диаграмма Л4-5 режима наибольших нагрузок с включением УПК в линию
Векторная диаграмма Л4-5 режима холостого хода
Деревообрабатывающий завод
Печатная и отделочная фабрика
Цех подготовки сырья МК
9 Глава 2.2.docx
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 Project2.13 приведена в таблицах 2.4 ÷ 2.5 результаты расчета в таблицах 2.6 ÷ 2.7.
Таблица 2.4 – Исходные данные по узлам для программы Project2.13. Оценочный расчет
Таблица 2.5 – Исходные данные по ветвям для программы Project2.13. Оценочный расчет
Продолжение таблицы 2.5
Таблица 2.6 – Результаты расчетов программы Project2.13. Оценочный расчет
Продолжение таблицы 2.6
Таблица 2.7 – Результаты расчетов программы Project2.13. Оценочный расчет
Продолжение таблицы 2.7
Таблица 2.8 – Результаты расчетов программы Project2.13 параметров режима по узлам ПС-11. Оценочный расчет
Таблица 2.9 – Результаты расчетов программы Project2.13 параметров режима по ветвям ПС-11. Оценочный расчет
Таблица 2.10 – Результаты расчетов программы Project2.13 параметров режима по узлам ПС-11. Оценочный расчет
Таблица 2.11 – Результаты расчетов программы Project2.13 параметров режима по ветвям ПС-11. Оценочный расчет
Схема района 9.docx
Примечание.Для оценочных расчётов принять удельные сопротивления ВЛ:
9 Глава 9.2.docx
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 Project2.13.
Исходная информация вводимая в программу Project2.13 приведена в таблицах 9.2 ÷ 9.3 результаты расчета в таблицах 9.4 ÷ 9.5.
Таблица 9.2 – Исходные данные по узлам для программы Project2.13 параметров режима по узлам. Уточняющий расчет. Режим наибольших нагрузок
Таблица 9.3 – Исходные данные по ветвям для программы Project 2.13 параметров режима по ветвям. Уточняющий расчет. Режим наибольших нагрузок
Продолжение таблицы 9.3
Таблица 9.4 – Результаты расчетов программы Project2.13 параметров режима по узлам. Уточняющий расчет. Режим наибольших нагрузок
Таблица 9.5 – Результаты расчета программы Project2.13 параметров режима по ветвям. Уточняющий расчет. Режим наибольших нагрузок
Продолжение таблицы 9.5
Таблица 9.6 – Результаты расчета программы Project2.13 параметров режима по узлам ПС–9. Уточняющий расчет. Режим наибольших нагрузок
Таблица 9.7 – Результаты расчета программы Project2.13 параметров режима по ветвям ПС–11. Уточняющий расчет. Режим наибольших нагрузок
Таблица 9.8 – Результаты расчета программы Project2.13 параметров режима по узлам ПС–11. Уточняющий расчет. Режим наибольших нагрузок
Таблица 9.9 – Результаты расчета программы Project2.13 параметров режима по ветвям ПС–11. Уточняющий расчет. Режим наибольших нагрузок
Таблица 9.10 – Результаты расчетов наибольших токов и мощностей ремонтных (послеаварийных) режимов ВЛ и автотрансформаторов учтённых в схеме замещения по уточнённым данным
Продолжение таблицы 9.10
9 Глава 4.docx
Правильный выбор напряжения сети при проектировании существенно влияет на ее технико–экономические показатели и технические характеристики. Оценку номинального напряжения электропередач производим по передаваемой мощности Pi МВт и длине линий li км используя эмпирические выражения:
Стилла при Pi ≤ 60 МВт li ≤ 250 км:
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;
Iса – активная составляющая тока линии кА;
Iср – реактивная составляющая тока линии кА.
Из выражения (4.4) выделяем активную мощность передаваемую по электропередаче:
В таблице 4.1 комплексные значения токов приведены с учетом действительных направлений векторов токов.
Таблица 4.1 – Расчетная таблица выбора номинальных напряжений ВЛ сетевого района
Напряжение в узле питающей ветви
Сопряженный комплекс тока в ветви
Расчетная активная мощность передачи
Расчетная реактивная мощность передачи
Число цепей электропередачи n
Уточненное число цепей электропередачи n
Активная мощность на одну цепь
Расчетные значения напряжений электропередач по эмпирическим выражениям
Расчетное напряжение по формуле Илларионова (4.3)
Расчетное напряжение по формуле Стилла (4.1)
Расчетное напряжение по формуле Залесского (4.2)
Номинальное стандартное напряжение электропередачи по эмпирическим выражениям
Номинальное стандартное напряжение электропередачи окончательно
Предпочтительный диапазон сечений при выбранном напряжении
Продолжение таблицы 4.1
9 Глава 2.docx
Цель этапа: информационное обеспечение комплекса инженерных задач:
уточнения выбора номинальных напряжений участков электросетевого района;
выбора трансформаторов связи и понижающих трансформаторов подстанций;
выбора марки и сечения проводов воздушных линий электропередач.
Оценочный расчет потокораспределения электросетевого района (с учетом трансформаторной группы заданной подстанции – проектировавшейся ранее) выполняется для режима максимальных нагрузок электросетевого района.
Основные допущения и ограничения:
– удельное активное сопротивление одной цепи линии принимаем 015 Омкм;
– удельное реактивное сопротивление одной цепи линии принимаем 04 Омкм;
– удельная емкостная проводимость одной цепи линии принимаем Смкм.
Краткое описание программы Project2.13
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 холостого хода.
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.
1 Расчет параметров схемы замещения
Для выполнения оценочного расчета необходимо рассчитать параметры схемы замещения всех ЛЭП с использованием приближенных удельных сопротивлений и проводимостей ЛЭП. Расчет ведется по следующим формулам:
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
В качестве трансформаторов связи между кольцами 220 и 110 кВ выбираем автотрансформатор АТДЦТН–6300022011010 его паспортные данные приведены в таблице 2.2.
Таблица 2.2 – Паспортные данные автотрансформатора АТДЦТН – 6300022011010
Потери К.З. ΔPк (в-с)
Напряжение КЗ В-С Uк (в-с)
Напряжение КЗ В-Н Uк (в-н)
Напряжение КЗ С-Н Uк (с-н)
Рассчитаем параметры схемы замещения автотрансформатора. Сквозное сопротивление:
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–2500011066 проектируемой ранее подстанции № 11 паспортные данные трансформатора приведены в таблице 2.3.
Таблица 2.3 – Паспортные данные трансформатора ТРДН – 25000110356
Потери К.З. ΔPк (в-н)
Сквозное сопротивление:
Титульный лист.doc
Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования
НИЖЕГОРОДСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ
Кафедра «физика и электротехника»
Пояснительная записка
к курсовой работе по дисциплине «Электрические системы и сети»
Проектирование района электрических сетей
9 Глава 5.docx
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;
– коэффициент учитывающий изменение нагрузки по годам эксплуатации линии о.е. Для линий 110 220 кВ: ;
– 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 период МВт·час;
PНБ – максимум активной мощности сети (таблица 1.3) МВт.
Потребление электроэнергии в зимний и летний период рассчитываются по формулам:
где Wа.раб и Wа.вых – суточное потребление активной энергии в рабочие и выходные дни (таблица 1.3) 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 летний период дни.
Nвых.зима = 52 дней;
Nраб.лето = 152 дней;
Nвых.лето = 65 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 по известным KM и ТМ принимаем .
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 = 1.
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.
Номинальное напряжение передачи (Таблица 4.1)
Ток наибольшего режима нагрузки эл. передачи (таблица 2.7) IНБ.П
Число цепей в эл. передаче n
Ток наибольшего режима на одну цепь IНБ
Значение времени использования наибольших нагрузок TМ
Коэф. роста нагрузок αi
Коэф. участия в максимуме нагрузок энергосистемы KМ
Коэф. участия в максимуме нагрузок αt
Значение расчетного тока (5.2) IР
Таблица 5.1 – Выбор сечения и марки проводов воздушных линей по методу экономической плотности тока
Продолжение таблицы 5.1
Экономическая плотность тока jЭК
Экономическое сечение проводника (5.1) FЭК
Минимальное сечение по условиям короны
Рекомендуемый диапазон сечений
Стандартное сечение проводника
Допустимый длительный ток провода по нагреву Iдоп
Максимальный ток послеаварийного или ремонтного режима (таблица 3.1) IНР
Проверка по условию нагрева (5.6)
Окончательный выбор сечения
9 Глава 3.docx
Расчеты загрузки ЛЭП в наибольших установившихся послеаварийных и 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. При отключении одного из центров питания подстанции с потребителями первой и второй категории по бесперебойности электроснабжения необходимо учесть возможность перевода питания всей нагрузки на остающийся в работе центр питания.
Результаты расчета наибольших токовых нагрузок ветвей приведены в таблице 3.1.
Таблица 3.1– Результаты расчетов наибольших токов и мощностей ремонтных (послеаварийных) режимов ВЛ и автотрансформаторов учтенных в схеме замещения
Продолжение таблицы 3.1
9 Глава 8.docx
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
Схема с двумя рабочими и обходной системой шин
Схема удовлетворяет требованиям по ремонту так как при ремонте одной из рабочих шин не происходит отключения присоединенных к ней линий.
Схема мостик с выключателями
Подстанция отпаечная и не имеет потребителей на стороне 220 кВ.
Одна рабочая секционированная выключателем и обходная система шин.
Схема удовлетворяет требованиям по ремонту. Обходной выключатель способен заменить любой выключатель в схеме при ремонте.
Схема с двумя рабочими и обходной системой шин.
Одна рабочая система шин секционированная выключателем.
Схема применяется в РУ 10 –35 кВ проста в исполнении.
Продолжение таблицы 8.1
Схема с двумя рабочими системами шин
Подстанция не имеет потребителей на стороне 110 кВ. Схема удовлетворяет требованиям по ремонту так как при ремонте одной из рабочих шин не происходит отключения присоединенных к ней линий.
Схема с двумя одиночными секционированными выключателями системы шин
9 Глава 6.2.docx
Двухобомоточный трансформатор устанавливается на ПС 9. 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. Реактивное сопротивление обмоток рассчитывается по формулам:
Активное сопротивление рассчитываются по формулам:
Проводимости рассчитываются по формулам:
Потерь мощности в АТ рассчитываются по формулам:
где – полная мощность снимаемая со вторичной обмотки трансформатора МВ·А.
Таблица 6.2 – Выбор трансформатора с расщепленной обмоткой параметров схемы замещения потерь мощности
Активная (Таблица 1.4) РПС
Реактивная (Таблица 1.4) QПС
Расчетная нагрузка ПС SПС
Расчетная трансформируемая нагрузка по формуле (6.1) SТ.РАСЧ
Число трансформаторов на ПС
Расчетная мощность трансформатора по формуле (6.2) Sрасч.Т
Проверка правильности выбора
Фактический коэф. загрузки в нормальном режиме по формуле (6.8) kЗ.НОРМ
Фактический коэф. загрузки в аварийном режиме по формуле (6.9) kЗ.АВ
Номинальная мощность Sном
Номинальные напряжения обмоток
Продолжение таблицы 6.2
Потери холостого хода ΔРх
Напряжение к.з в-н uК(В-Н)
Ток холостого хода IХ
Параметры схемы замещения трансформатора
Реактивное сопротивление обмотки ВН по формуле (6.22) XВ
Реактивное сопротивление обмотки НН по формуле (6.23) XН
Сквозное сопротивление по формуле (6.25) rскв
Активное сопротивление обмотки ВН по формуле (6.24) rВ
Активное сопротивление обмотки НН по формуле (6.25) rН1Н2
Реактивные потери холостого хода Qх
Проводимость по формуле (6.27) gт
Проводимость по формуле (6.28) bт
Потери мощности трансформатора
Активные по формуле (6.29) ΔР
Реактивные по формуле (6.30) ΔQ
Оборотная сторона.doc
Выполнить комплекс оценочных расчетов режима наибольших нагрузок сетевого района.
Выбрать провода воздушных линий и схемные решения РУ ВН подстанций сетевого района.
Выполнить комплекс уточняющих расчетов рабочих и ремонтных (послеаварийных) расчетов режимов сетевого района.
Расчет уставок средств регулирования напряжения на силовых трансформаторах проектируемой подстанции.
Однолинейная схема района электрических сетей.
Схема замещения сети. Векторные диаграммы характерных режимов.
Справочник по проектированию электрических сетей. Под редакцией
Д. Л. Файбисовича. - М.: Изд-во НЦ ЭНАС 2005 - 320 с.
Электротехнический справочник: Т. 2 3 Под ред. Профессоров МЭИ. 7-е изд.-М.: Энергоатомиздат 1986 1989.
Методические указания к курсовому проекту по дисциплинам «Производство электроэнергии» и «Электрические системы и сети» НГТУ; Сост.: Е.И. Татаров Т.М. Щеголькова. Н.Новгород1997.-18с.
Методические указания к выполнению графической части курсовых и дипломных проектов НГТУ; Сост. :Т.М. Щеголькова Е.И. Татаров и др. Н.Новгород2002-33с.
Стандарт предприятия. Проекты(работы) дипломные и курсовые. Общие требования к оформлению пояснительных записок и чертежей. – СТП I-У-НГТУ-88.
9 Глава 10.2.docx
Вычислим приведенные к стороне ВН значения напряжений в точках 2 и 3 схемы замещения по формулам 10.3 ÷ 10.6:
Желаемое напряжение в обмотке в режиме максимальной нагрузки :
Определение необходимых ответвлений РПН и ПБВ начинается с обеспечения желаемого напряжения на шинах НН. Номер ответвления РПН рассчитывается по формуле 10.8:
Округляем номер ответвления до ближайшего целого числа: n1 = 1.
Действительное напряжение на шинах НН и СН при выбранном номере ответвления РПН находится по формулам 10.9÷10.10:
Рассчитанное напряжение для шин НН и СН меньше желаемого. Требование ПУЭ не выполняется.
Выбираем номер ответвления равным: n1 = 0.
Рассчитанное напряжение для шин НН и СН больше желаемого. Требование ПУЭ выполняется n1 = 0.
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.
9 Глава 1.docx
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 сети.exe”.
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 напряжений.
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 в часы наибольших нагрузок электрической сети.
Предельные значения коэффициентов реактивной мощности 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 сети
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
Покажем также схему замещения проектируемой подстанции находящейся в узле № 11. На данной подстанции установлены два трансформатора ТДТН-25000.
Рисунок 1.3 – Направленный граф проектируемой подстанции. 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 ÷ 1.5.
Таблица 1.2 – Программные и диспетчерские наименования узлов
Ремонтные и механические з-ды
Деревообрабатывающая
Технол.пр-во мясокомбината
Цех подготовки сырья МК
Печатн. и отделочн. ф-ка
Печатные и отделочные фабрики
Таблица 1.3 – Расчетные параметры рабочего режима сети
Суточное потребление
Таблица 1.4 – Расчетные параметры рабочего режима нагрузочных узлов
Sузла в час Smax.сети
Sузла в час Smin.сети
Выбираем промышленное предприятие (механический завод) для которого строим суточные графики активных и реактивных мощностей.
Максимальная мощность МВт
Тангенс фи в час максимума
Суточное эл-потребление Wа.раб тыс.кВт*ч
Суточное эл-потребление Wр.раб тыс.квар*ч
Суточное эл-потребление Wа.вых тыс.кВт*ч
Суточное эл-потребление Wр.вых тыс.квар*ч
Итоговый график МВт Мвар
Таблица 1.5 – Суточные графики активных и реактивных мощностей рабочего и выходного дня для предприятия тяжёлое машиностроение
График активной (Pраб ) и реактивной (Qраб) мощности рабочего дня
График активной (Pвых ) и реактивной (Qвых) мощности выходного дня
9 Глава 9.docx
1 Расчет параметров схемы замещения ВЛ для уточняющего расчета
Уточняющий расчет выполняется на основе выбранных трансформаторов ПС 5 ПС 6 и ПС 11 (таблица 6.1) и выбранных сечений проводов ЛЭП (таблица 5.1). 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 ВЛ
Номинальное напряжение передачи
Рекомендуемое среднегеометрическое расстояние между проводами Dср
Сопротивление постоянному току r0
Активное сопротивление схемы замещения провода rл (9.1)
Удельное индуктивное сопротивление x0 (9.2)
Индуктивное сопротивление схемы замещения xл (9.3)
Удельная емкостная проводимость провода b0 (9.4)
Емкостная проводимость схемы замещения bл (9.5)
Продолжение таблицы 9.1
Рекомендуемые чертежи
Свободное скачивание на сегодня
Обновление через: 20 часов 37 минут
