Проектирование районной электрической сети
Министерство образования и науки
Российской Федерации
Федеральное государственное бюджетное
образовательное
учреждение высшего профессионального
образования
«Алтайский государственный
технический университет им. И.И. Ползунова»
Факультет (институт) Вечерне-заочный
Кафедра Электроснабжение промышленных
предприятий
Пояснительная записка
к курсовому проекту (работе)
по дисциплине Электрические сети
ПРОЕКТИРОВАНИЕ РАЙОННОЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ
СЕТИ
Студент группы 9ЭПП-81
А.А. Зонов
Руководитель проекта (работы)
к.т.н., доцент И.А.Гутов
Барнаул 2013
Реферат
Объем данного курсового проекта составляет 49 листов пояснительной
записки и 2 листа графической части. Пояснительная записка содержит 37 таблиц,
8 рисунков, 5 источников литературы. Курсовой проект содержит 14 разделов.
Ключевые слова: электрическая сеть, мощность, номинальное напряжение,
подстанция, оборудование, батареи конденсаторов, трансформатор, компенсирующее
устройство.
Основными разделами являются: составление вариантов схемы электрической сети
и выбор наиболее рациональных вариантов; Выбор номинальных напряжений
электрической сети; определение необходимости установки и выбор компенсирующих
устройств в электрической сети; выбор трансформаторов на подстанциях; выбор
сечений проводов воздушных линий электропередачи; технико-экономическое
обоснование окончательного варианта исполнения электрической сети; уточненный
расчет компенсирующих устройств в электрической сети; точный электрический
расчет установившихся режимов работы электрической сети; выбор устройств
регулирования.
Данный курсовой проект является учебным.
Содержание
1. Задание и исходные данные для проектирования
. Составление вариантов схемы электрической сети и выбор
наиболее рациональных вариантов
. Приближённый расчёт потокораспределения в электрической
сети
. Выбор номинальных напряжений электрической сети
. Баланс активной и реактивной мощностей в электрической сети
.1 Приближённый баланс активной мощности в сети
.2 Приближённый баланс реактивной мощности в сети
. Определение необходимости установки и выбор компенсирующих
устройств в электрической сети
. Выбор трансформаторов на подстанциях
. Выбор сечений проводов воздушных линий электропередачи
. Составление схемы замещения электрической сети и
определение ее параметров
. Разработка схемы соединений
. Технико-экономическое обоснование окончательного варианта
исполнения электрической сети
.1 Определение капиталовложений на сооружение электрической
сети
.2 Определение ежегодных издержек на эксплуатацию
электрической сети
.3. Определение окончательного варианта исполнения
электрической сети
. Уточненный расчет компенсирующих устройств в электрической
сети
.1 Определение нескомпенсированной реактивной нагрузки
.2 Определение суммарной реактивной мощности компенсирующих
устройств на основании точного расчета мощностей
.3 Расчет суммарных мощностей компенсирующих устройств
.4 Корректировка нагрузки
. Точный электрический расчет установившихся режимов работы
электрической сети
. Выбор устройств регулирования напряжения в электрической сети
Список использованных
источников
1. Задание
и исходные данные для проектирования
Спроектировать электрическую сеть для электроснабжения указанных
потребителей от электрической системы в соответствии с вариантом ЗА.
Месторасположение источника питания и потребителей электроэнергии указано на
рисунке 1.1, а их характеристики - в таблице 1.1. Электрическая сеть
расположена в объединенной энергосистеме (ОЭС) Сибири, III районе по гололеду.
В таблице 1.1 приведены значения активной мощности нагрузок потребителей
в максимальном режиме Рi=Рмаксi.
Расстояния
между точками:01=13км; l02=24 км; l03=22 км; l04=12
км; l12=20 км; l13=28 км; l14=25 км; l23=16
км; l24=29 км; l34=20 км.
Рисунок
1.1 - Месторасположение источника питания и потребителей электроэнергии
Таблица
1.1 - Характеристика источника питания и потребителей электроэнергии
|
№ ПС
|
Рмаксрi, МВт
|
Qмаксрi Мвар
|
│Sмаксрi│
МВА
|
Рпаврi, МВт
|
Qпаврi Мвар
|
│Sпаврi│
МВА
|
cosji
|
Тмi, ч
|
Uннi, кВ
|
Доля нагрузки 3-й категории
d3i,%
|
|
Источник питания 0
|
-
|
|
|
|
|
|
0,82
|
-
|
-
|
-
|
|
Подстанция 1
|
22
|
12,5
|
25,3
|
22
|
12,5
|
25,3
|
0,87
|
4600
|
10
|
0
|
|
Подстанция 2
|
37
|
25,8
|
45,1
|
37
|
25,8
|
45,1
|
0,82
|
4500
|
10
|
0
|
|
Подстанция 3
|
23
|
22,2
|
31,9
|
23
|
22,2
|
31,9
|
0,72
|
4300
|
10
|
0
|
|
Подстанция 4
|
17
|
11,4
|
20,5
|
17
|
11,4
|
20,5
|
0,83
|
3200
|
10
|
0
|
Определяются
значения полной мощности нагрузок потребителей 
, исходя
из активной мощности нагрузки 
и
коэффициента мощности cosji
потребителей, указанных в таблице 1.1.
(1.1)
Определение
электрической нагрузки на подстанциях в послеаварийном режиме
(1.2)
2.
Составление вариантов схемы электрической сети и выбор наиболее рациональных
вариантов
Производится предварительный анализ и выбор вариантов разомкнутой и
замкнутой схемы исполнения сети. Результаты сводятся в таблицу 2.1.
Таблица 2.1 -Характеристика вариантов разомкнутой и замкнутой схем
|
Вариант
|
Участок
|
lЛЭП, км
|
SlЛЭП, км
|
Номер п/ст
|
Кол-во выключателей n, шт.
|
Sn, шт.
|
Pi нагрузки, МВт
|
Момент мощности Pilс,
МВт×км
|
SPilс, МВт×км
|
|
Варианты разомкнутых схем
|
|
 01261222286
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
02
|
48
|
|
2
|
2
|
|
37
|
888
|
|
|
03
|
44
|
142
|
3
|
2
|
17
|
23
|
506
|
1884
|
|
04
|
24
|
|
4
|
2
|
|
17
|
204
|
|
|
|
|
|
0 (РЭС)
|
9
|
|
|
|
|
|
 01261222286
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
02
|
48
|
|
3
|
2
|
|
37
|
888
|
|
|
34
|
40
|
138
|
2
|
2
|
15(20)
|
23
|
460
|
1838
|
|
04
|
24
|
|
4
|
2(7)
|
|
17
|
204
|
|
|
|
|
|
0 (РЭС)
|
7
|
|
|
|
|
|
 01261222286
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
23
|
32
|
|
2
|
2
|
|
37
|
592
|
|
|
03
|
44
|
126
|
3
|
2(7)
|
15(20)
|
23
|
506
|
1588
|
|
04
|
24
|
|
4
|
2
|
|
17
|
204
|
|
|
|
|
|
0 (РЭС)
|
7
|
|
|
|
|
|
 012632(7)22286
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
12
|
40
|
|
2
|
2
|
|
37
|
740
|
|
|
03
|
44
|
134
|
1
|
2
|
15(20)
|
23
|
506
|
1736
|
|
04
|
24
|
|
4
|
2
|
|
17
|
204
|
|
|
|
|
|
0 (РЭС)
|
7
|
|
|
|
|
|
Варианты замкнутых схем
|
|
 012612
|
|
|
|
|
|
|
|
|
02
|
24
|
|
2
|
3
|
|
|
|
23
|
16
|
|
3
|
3
|
16
|
|
|
34
|
20
|
98
|
4
|
3
|
|
|
|
04
|
12
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
0 (РЭС)
|
5
|
|
|
|
 011313
|
|
|
|
|
|
|
|
|
12
|
20
|
|
2
|
3
|
|
|
|
23
|
16
|
111
|
3
|
7
|
18
|
|
|
34
|
40
|
|
4
|
2
|
|
|
|
03
|
22
|
|
0 (РЭС)
|
3
|
|
|
|
 122612
|
|
|
|
|
|
|
|
|
02
|
24
|
|
2
|
7
|
|
|
|
23
|
16
|
98
|
3
|
3
|
18
|
|
|
34
|
20
|
|
4
|
3
|
|
|
|
04
|
12
|
|
0 (РЭС)
|
3
|
|
|
|
 011313
|
|
|
|
|
|
|
|
|
12
|
20
|
|
2
|
3
|
|
|
|
23
|
16
|
95
|
3
|
3
|
16
|
|
|
04
|
24
|
|
4
|
2
|
|
|
|
03
|
22
|
|
0 (РЭС)
|
5
|
|
|
Делаем вывод о выборе варианта схемы.
Из рассмотренных схем наилучшим вариантом исполнения сети является: в
разомкнутой сети - схема в), для замкнутой - схема г).
3.
Приближённый расчёт потокораспределения в электрической сети
Схемы электрической сети для различных режимов работы приведены на
рисунке 3.1.
Рисунок 3.1 - Схема разомкнутой сети для:
а) максимального; б) послеаварийного режимов работы.
Схема замкнутой сети для:
в) максимального; г) послеаварийного режимов работы.
Рассчитываются потоки мощности для участков сети в максимальном и
послеаварийном режимах в соответствии с формулами приведенными ниже. Результаты
сводятся в таблицу 3.1.
Для разомкнутой сети:
Для
сети с замкнутым контуром:
Точка
2 является точкой потокораздела активной и реактивной мощностей. В послеаварийном
режиме из строя выходит наиболее загруженный участок 01.
Таблица
3.1 - Расчет потокораспределения в электрической сети
|
Участок
|
Кол-во цепей n, шт.
|
L уч, км
|
Рмаксрi, МВт
|
Qмаксрi, Мвар
|
│Sмаксрi│,
МВА
|
Рпаврi, МВт
|
Qпаврi, Мвар
|
│Sпаврi│,
МВА
|
|
Разомкнутая сеть
|
|
23
|
2
|
16
|
18,5
|
12,91
|
22,56
|
37
|
25,82
|
45,12
|
|
03
|
2
|
22
|
30
|
23,99
|
41,67
|
60
|
47,98
|
83,33
|
|
01
|
2
|
11
|
6,24
|
12,64
|
22
|
12,47
|
25,29
|
|
04
|
2
|
12
|
8,5
|
5,71
|
10,24
|
17
|
11,42
|
20,48
|
|
Сеть с замкнутым контуром
|
|
01
|
1
|
13
|
44,9
|
30,87
|
51,61
|
-
|
-
|
-
|
|
03
|
1
|
22
|
37,1
|
29,58
|
51,53
|
82
|
60,45
|
113,89
|
|
12
|
1
|
20
|
22,9
|
18,4
|
27,93
|
22
|
12,47
|
25,29
|
|
23
|
1
|
16
|
14,1
|
7,42
|
17,2
|
59
|
38,29
|
71,95
|
|
04
|
2
|
12
|
8,5
|
5,71
|
10,24
|
17
|
11,42
|
20,48
|
4. Выбор
номинальных напряжений электрической сети
Номинальное напряжение Uном вычисляется по формуле
Илларионова:
,
а
потери напряжения:
.
Результаты
расчетов, а так же ближайшие стандартные наибольшие и наименьшие напряжения
приведены в таблице 4.1. Результаты проверки напряжения сведены в таблицу 4.2
Таблица 4.1 - Результаты расчетов напряжения для электрической сети.
|
Участок
|
lуч, км
|
Pучмаксрi МВт
|
Qучмаксрi Мвар
|
Pучпаврi МВт
|
Qучпаврi Мвар
|
Uномуч, кВ
|
Uном=35 кВ
|
Uном=110 кВ
|
Uном=220 кВ
|
|
|
|
|
|
|
|
r0
|
x0
|
ΔUучмакср
|
ΔUучпавр
|
r0
|
x0
|
ΔUучмакср
|
ΔUучпавр
|
r0
|
x0
|
ΔUучмакср
|
|
Разомкнутая сеть
|
|
23
|
16
|
18,5
|
12,91
|
37
|
25,82
|
77,53
|
0,3
|
0,4
|
4,9
|
9,8
|
0,2
|
0,4
|
1,29
|
2,58
|
0,1
|
0,4
|
-
|
|
03
|
22
|
30
|
23,99
|
60
|
47,98
|
97,10
|
0,3
|
0,4
|
11,69
|
23,38
|
0,2
|
0,4
|
3,12
|
6,24
|
0,1
|
0,4
|
-
|
|
01
|
13
|
11
|
6,24
|
22
|
12,47
|
61,35
|
0,3
|
0,4
|
2,15
|
4,3
|
0,2
|
0,4
|
0,56
|
1,12
|
0,1
|
0,4
|
-
|
|
04
|
12
|
8,5
|
5,71
|
17
|
11,42
|
54,57
|
0,3
|
0,4
|
1,66
|
3,32
|
0,2
|
0,4
|
0,44
|
0,88
|
0,1
|
0,4
|
-
|
|
30,87Сеть с замкнутым
контуром
|
|
01
|
13
|
44,9
|
30,87
|
-
|
-
|
103,07
|
0,3
|
0,4
|
9,59
|
-
|
0,2
|
0,4
|
2,52
|
-
|
0,1
|
0,4
|
1
|
|
03
|
22
|
37,1
|
29,58
|
82
|
60,45
|
105,34
|
0,3
|
0,4
|
-
|
-
|
0,2
|
0,4
|
3,85
|
8,12
|
0,1
|
0,4
|
1,55
|
|
12
|
20
|
22,9
|
18,4
|
22
|
12,47
|
86,33
|
0,3
|
0,4
|
8,13
|
-
|
0,2
|
0,4
|
2,17
|
1,71
|
0,1
|
0,4
|
0,87
|
|
23
|
16
|
14,1
|
7,42
|
59
|
38,29
|
69,25
|
0,3
|
0,4
|
-
|
-
|
0,2
|
0,4
|
0,84
|
3,94
|
0,1
|
0,4
|
0,32
|
|
04
|
12
|
8,5
|
5,71
|
17
|
11,42
|
54,57
|
0,3
|
0,4
|
1,66
|
3,32
|
0,2
|
0,4
|
0,44
|
0,88
|
0,1
|
0,4
|
-
|
Таблица 4.2 - Проверка напряжения для электрической сети
|
Участок
|
Uном=35 кВ
|
Uном=110 кВ
|
Uном=220 кВ
|
Окончательное Uном,
кВ
|
|
ΣΔUмакср≤5,25
|
ΣΔUпавр≤7
|
ΣΔUмакср≤16,5
|
ΣΔUпавр≤22
|
ΣΔUмакср≤33
|
|
|
Разомкнутая сеть
|
|
032
|
16,59
|
33,18
|
4,41
|
8,82
|
-
|
110
|
|
01
|
2,15
|
4,3
|
0,56
|
1,12
|
-
|
35
|
|
04
|
1,66
|
3,32
|
0,44
|
0,88
|
-
|
35
|
|
Сеть с замкнутым контуром
|
|
|
04
|
1,66
|
3,32
|
0,44
|
0,88
|
-
|
35
|
|
012
|
17,73
|
-
|
4,69
|
13,17
|
1,87
|
110
|
|
032
|
17,73
|
-
|
4,69
|
13,17
|
1,87
|
110
|
Проверка напряжения производится в соответствии со следующим критериям:
для максимального режима SDUмакср£15%Uном;
для послеаварийного режима SDUпавр£20%Uном.
Окончательно принимается номинальное напряжение дляUном=110
кВ.
разомкнутой сети: участки 01, 04 -35 кВ; участки 03, 23 -110 кВ;
сети с замкнутым контуром: участок 04 -35 кВ; участки 01, 03, 12, 23 -110
кВ.
5. Баланс
активной и реактивной мощностей в электрической сети
5.1
Приближённый баланс активной мощности в сети
Приближённый баланс активной мощности в сети рассчитывается по выражению
[4]:
Считается,
что установленная мощность генераторов источника питания Pип
достаточна для покрытия потребностей сети: 
.
Реактивная
мощность, выдаваемая источником питания в сеть Qип, определяется по
выражению:
Баланс
для радиальных участков 01 и 04 разомкнутой сети Uном=35 кВ:
РнагрΣ= Р1+Р4= 22+17= 39 МВт; Рсети=
1,13∙39= 44,07 МВт;
Рип=
Рсети= 44,07 МВт; Qип= Рип∙tgɸип= 44,07∙0,698= 30,76 МВт.
Баланс
для радиально-магистрального участка 032 разомкнутой сети Uном=110
кВ:
РнагрΣ= Р2+Р3= 37+23= 60 МВт; Рсети=
1,13∙60= 67,8 МВт;
Рип=
Рсети= 67,8 МВт; Qип= Рип∙tgɸип= 67,8∙0,698= 47,32Мвар.
Баланс
для радиального участка 04 сети с замкнутым контуром Uном=35 кВ:
РнагрΣ= Р4= 17 МВт; Рсети= 1,13∙17=
19,21 МВт;
Рип=
Рсети= 19,21 МВт; Qип= Рип∙tgɸип= 19,21∙0,698= 13,41 Мвар.
Баланс
для кольцевого участка 01230 сети с замкнутым контуром Uном=110 кВ:
РнагрΣ= Р1+Р2+Р3= 22+37+23=
82 МВт; Рсети= 1,13∙82= 92,66 МВт;
Рип=
Рсети= 92,66 МВт; Qип= Рип∙tgɸип= 92,66∙0,698= 64,68 Мвар.
5.2
Приближённый баланс реактивной мощности в сети
Приближённый баланс реактивной мощности в сети рассчитывается по
формулам, приведенным ниже. Результаты расчетов сведены в таблицу 5.1
Таблица 5.1 - Результаты расчетов мощности в сети
|
Участок
|
кол-во цепей n, шт.
|
lуч, км
|
Sмаксуч МВА
|
ΔQуч, Мвар
|
Qi, Мвар
|
Uном, кВ
|
x0
|
ΔQЛЭП,
Мвар
|
Qнагр, Мвар
|
ΔQтр, Мвар
|
Qрез, Мвар
|
QсΣ, Мвар
|
Qсети, Мвар
|
|
Разомкнутая сеть
|
|
23
|
2
|
22,56
|
0,54
|
25,8
|
110
|
0,4
|
3,07
|
48
|
7,7
|
4,8
|
3,07
|
58,1
|
|
03
|
2
|
22
|
41,67
|
2,53
|
22,2
|
110
|
0,4
|
|
|
|
|
|
|
|
01
|
2
|
13
|
12,64
|
1,36
|
12,5
|
35
|
0,4
|
2,18
|
23,9
|
4,12
|
2,39
|
0
|
31,4
|
|
04
|
2
|
12
|
10,24
|
0,82
|
11,4
|
35
|
0,4
|
|
|
|
|
|
|
|
Сеть с замкнутым контуром
|
|
01
|
1
|
13
|
51,61
|
1,15
|
12,5
|
110
|
0,4
|
3,76
|
60,5
|
10,23
|
6,05
|
3,76
|
73,76
|
|
03
|
1
|
22
|
51,53
|
1,93
|
22,2
|
110
|
0,4
|
|
|
|
|
|
|
|
12
|
1
|
20
|
27,93
|
0,52
|
25,8
|
110
|
0,4
|
|
|
|
|
|
|
|
23
|
1
|
16
|
17,2
|
0,16
|
25,8
|
110
|
0,4
|
|
|
|
|
|
|
|
04
|
2
|
12
|
10,24
|
0,82
|
11,4
|
35
|
0,4
|
0,82
|
11,4
|
1,85
|
1,14
|
0
|
14,64
|
6.
Определение необходимости установки и выбор компенсирующих устройств в
электрической сети
Определяется мощность компенсирующих устройств [1].
Для радиальных участков 01 и 04 разомкнутой сети:
ку= Qсети- Qип= 31,4-30,76= 0,64 Мвар.
Для радиально-магистрального участка 032 разомкнутой сети:
ку= Qсети- Qип= 58,1-47,32= 10,78 Мвар.
Для радиального участка 04 сети с замкнутым контуром:
ку= Qсети- Qип= 14,64-13,41= 1,23 Мвар.
Для кольцевого участка 01230 сети с замкнутым контуром:
ку= Qсети- Qип= 73,76-64,68= 9,08 Мвар.
Так
как 
, то это свидетельствует о недостаточной величине
реактивной мощности в сети, и в этом случае необходимо устанавливать
компенсирующие устройства.
; 
Данные
по расчету и выбору КУ приведены в таблице 6.1.
Таблица 6.1 - Расчет и выбор КУ
|
№ пст
|
Qкуi, Мвар
|
Тип БК
|
Qбк, Мвар
|
Кол-во БК
|
Qку, Мвар
|
Uном, кВ
|
|
|
Pi, Мвт
|
|
1
|
-0,638
|
-
|
-
|
-
|
-
|
-
|
0,627
|
0,567
|
22
|
|
2
|
2,886
|
КС-1,05-60
|
2,4
|
1
|
2,4
|
6
|
0,627
|
0,698
|
37
|
|
3
|
7,912
|
КСГ-1,05-125
|
4,9
|
2
|
9,8
|
6
|
0,627
|
0,964
|
23
|
|
4
|
1,292
|
КС-1,05-60
|
2,4
|
1
|
2,4
|
6
|
0,598
|
0,672
|
17
|
Производится уточнение мощности нагрузок п/ст на основании выбранных БК
по формуле
.
Результаты
сведены в таблицу 6.2.
Таблица
6.2 - Расчет уточненных мощностей нагрузок подстанций
|
№ пст
|
Pмаксрi, МВт
|
Qнескпсi, Мвар
|
Qку, Мвар
|
Sмаксрi, МВА
|
|Sмаксрi|, МВА
|
Sпаврi, МВА
|
|Sпаврi|, МВА
|
|
1
|
22
|
12,5
|
-
|
22
|
+j
|
12,5
|
25,3
|
19,50
|
+j
|
2,85
|
19,71
|
|
2
|
37
|
25,8
|
2,4
|
37
|
+j
|
23,4
|
43,8
|
23,00
|
+j
|
5,08
|
23,56
|
|
3
|
23
|
22,2
|
9,8
|
23
|
+j
|
12,4
|
26,1
|
27,00
|
+j
|
3,77
|
27,26
|
|
4
|
17
|
11,4
|
2,4
|
17
|
+j
|
9,0
|
19,2
|
26,00
|
+j
|
6,34
|
26,76
|
Рассчитываются потоки мощности для участков сети в максимальном и
послеаварийном режимах в соответствии с формулами приведенными ниже. Результаты
сводятся в таблицу 6.3.
Для разомкнутой сети:
Для сети с замкнутым контуром:
В
послеаварийном режиме из строя выходит наиболее загруженный участок 01.
Таблица
6.3 - Расчет потокораспределения в электрической сети
|
Участок
|
lуч, км
|
Рмаксрi, МВт
|
Qмаксрi, Мвар
|
|Sмаксрi|, МВА
|
Рпаврi, МВт при
выходе из строя уч-ка
|
Qпаврi, Мвар при
выходе из строя уч-ка
|
|Sпаврimax|, МВА
|
|
|
|
|
|
01
|
03
|
01
|
03
|
|
|
Сеть с замкнутым контуром
|
|
01
|
13
|
44,9
|
26,36
|
52,07
|
-
|
82
|
-
|
48,27
|
-
|
|
03
|
22
|
37,1
|
21,72
|
42,99
|
82
|
-
|
48,27
|
-
|
95,15
|
|
12
|
20
|
22,9
|
13,89
|
26,78
|
22
|
60
|
12,47
|
35,8
|
25,29
|
|
23
|
16
|
14,1
|
9,51
|
17,01
|
59
|
23
|
35,87
|
12,4
|
69,05
|
|
04
|
12
|
8,5
|
4,5
|
9,62
|
17
|
17
|
9,0
|
9,0
|
19,24
|
|
Разомкнутая сеть
|
|
23
|
16
|
18,5
|
11,7
|
21,89
|
37
|
23,4
|
43,78
|
|
03
|
22
|
30
|
17,9
|
34,93
|
60
|
35,8
|
69,87
|
|
01
|
13
|
11
|
6,24
|
12,65
|
22
|
12,47
|
25,29
|
|
04
|
12
|
8,5
|
4,5
|
9,62
|
17
|
9
|
19,24
|
7. Выбор
трансформаторов на подстанциях
При питании потребителей 1 и 2 категории на подстанции устанавливаются 2
трансформатора, мощность которых выбирается по выражению:
, (7.1)
где
- максимальная нагрузка подстанции с учетом мощности
компенсирующих устройств, МВА;
-
коэффициент перегрузки.
Расчетные и каталожные данные по выбору трансформаторов приведены в
таблице 7.1
Таблица 7.1 - Расчетные и каталожные данные по выбору трансформаторов
|
№ пст
|
Si, МВА
|
Siномтррасч, МВА
|
Sномтр, МВА
|
Кол-во тр-ров
|
Тип тр-ра
|
±n*E0,%
|
Uкз, %
|
ΔPкз, МВт
|
ΔPхх, МВт
|
Iхх, %
|
Rтрi, Ом
|
Xтрi, Ом
|
UномннкВ
|
|
Разомкнутая сеть
|
|
1
|
25,3
|
18,07
|
25
|
2
|
ТРДНС-25000/35
|
9,5
|
0,115
|
0,025
|
0,5
|
0,25
|
5,1
|
6,3-6,3
|
|
2
|
43,78
|
31,27
|
40
|
2
|
ТРДН-40000/110
|
±9×1,78
|
10,5
|
0,172
|
0,036
|
0,65
|
1,4
|
34,7
|
6,3/6,3
|
|
3
|
26,13
|
18,66
|
25
|
2
|
ТРДН-25000/110
|
±9×1,78
|
10,5
|
0,120
|
0,027
|
0,7
|
2,54
|
55,9
|
6,3/6,5
|
|
4
|
19,24
|
13,74
|
16
|
2
|
ТДНС-16000/35
|
±8×1,5
|
10
|
0,85
|
0,018
|
0,55
|
0,45
|
8,4
|
6,3-6,3
|
|
Сеть с замкнутым контуром
|
|
1
|
25,3
|
18,07
|
25
|
2
|
ТРДН-25000/110
|
±9×1,78
|
10,5
|
0,120
|
0,027
|
0,7
|
2,54
|
55,9
|
6,3/6,5
|
|
2
|
43,78
|
31,27
|
40
|
2
|
ТРДН-40000/110
|
±9×1,78
|
10,5
|
0,172
|
0,036
|
0,65
|
1,4
|
34,7
|
6,3/6,3
|
|
3
|
26,13
|
18,66
|
25
|
2
|
ТРДН-25000/110
|
±9×1,78
|
10,5
|
0,120
|
0,027
|
0,7
|
2,54
|
55,9
|
6,3/6,5
|
|
4
|
19,24
|
13,74
|
16
|
2
|
ТРДН-16000/35
|
±8×1,5
|
10
|
0,85
|
0,018
|
0,55
|
0,45
|
8,4
|
6,3-6,3
|
. Выбор
сечений проводов воздушных линий электропередачи
Для воздушных линий 110-220 кВ выбираются сталеалюминевые провода марки
АС, а для прокладки линий используются железобетонные опоры [1,4].
Результаты выбора и проверки сечений проводов ВЛЭП сводятся в таблицы
8.1-8.2, при этом используются следующие формулы:
, (8.1)
где
- ток, протекающий по участку сети, в нормальном
режиме, А;
- ток,
протекающий по участку сети, в послеаварийном режиме, А.
Таблица
8.1 - Выбор сечений проводов воздушных ЛЭП
|
Участок
|
кол-во цепей n, шт.
|
Sмаксрi, МВА
|
|Sмакср| МВА
|
Iмакср, А
|
Марка-сечение провода Fi,
мм2
|
Iдоп, А
|
|
Разомкнутая сеть
|
|
01
|
2
|
11
|
+j
|
6,24
|
12,65
|
208,68
|
АС-120
|
390
|
|
04
|
2
|
8,5
|
+j
|
4,5
|
9,62
|
158,69
|
АС-120
|
390
|
|
03
|
2
|
30
|
+j
|
17,9
|
34,93
|
183,33
|
АС-120
|
390
|
|
32
|
2
|
18,5
|
+j
|
11,7
|
21,89
|
114,89
|
АС-120
|
390
|
|
Сеть с замкнутым контуром
|
|
01
|
1
|
44,9
|
+j
|
26,39
|
52,08
|
273,36
|
АС-185
|
510
|
|
03
|
1
|
37,1
|
+j
|
21,72
|
42,99
|
225,64
|
АС-185
|
510
|
|
12
|
1
|
22,9
|
+j
|
13,89
|
46,78
|
14056
|
АС-120
|
390
|
|
32
|
1
|
14,1
|
+j
|
9,51
|
17,01
|
89,28
|
АС-120
|
390
|
|
04
|
2
|
8,5
|
+j
|
4,5
|
9,62
|
158,69
|
АС-120
|
390
|
Таблица 8.2 - Проверка сечений проводов воздушных ЛЭП
|
Уч-ок
|
Iдоп, А
|
Sпав, МВА при выходе из
строя участка
|
|Sпавр|, МВА при выходе из
строя участка
|
Iпавр, А при выходе из
строя участка
|
Iпаврmax А
|
Марка-сечение провода Fi,
мм2
|
|
|
01
|
03
|
01
|
03
|
01
|
03
|
|
|
|
Сеть с замкнутым контуром
|
|
01
|
510
|
-
|
-
|
-
|
82
|
+j
|
48,75
|
-
|
95,4
|
-
|
499,41
|
499,41
|
АС-185/29
|
|
03
|
510
|
82
|
+j
|
48,27
|
-
|
-
|
-
|
95,15
|
-
|
499,41
|
-
|
499,41
|
АС-185/29
|
|
12
|
390
|
22
|
+j
|
12,47
|
60
|
+j
|
36,28
|
25,29
|
70,12
|
132,74
|
368,04
|
368,04
|
АС-120/19
|
|
32
|
390
|
59
|
+j
|
35,87
|
23
|
+j
|
14,26
|
69,05
|
27,06
|
362,42
|
142,03
|
362,42
|
АС-120/19
|
|
04
|
390
|
17
|
+j
|
9,0
|
17
|
+j
|
9,0
|
19,24
|
19,25
|
317,38
|
317,54
|
317,54
|
АС-120/19
|
|
Разомкнутая сеть
|
|
01
|
450
|
22
|
+j
|
12,47
|
25,29
|
417,18
|
417,18
|
АС-150/29
|
|
04
|
390
|
17
|
+j
|
9
|
19,24
|
317,38
|
317,38
|
АС-120/19
|
|
03
|
390
|
60
|
+j
|
35,8
|
69,87
|
366,72
|
366,72
|
АС-120/19
|
|
32
|
390
|
37
|
+j
|
23,4
|
47,78
|
229,79
|
229,79
|
АС-120/19
|
9.
Составление схемы замещения электрической сети и определение ее параметров
Схема замещения радиально-магистральной сети представлена на рисунке 9.1;
сеть, имеющая замкнутый контур - на рисунке 9.2.
Рисунок 9.1-Схема замещения радиально-магистральной сети
Рисунок 9.2 -Схема замещения сети, имеющей замкнутый контур.
Результаты расчета параметров схем замещения ВЛЭП и трансформаторов
разомкнутой сети и сети, имеющей замкнутый контур, приведены в таблице 9.1-9.2
Параметры схем замещения элементов электрической сети определяются
следующим образом.
для ВЛЭП:
(9.1)
где
n - количество цепей на участке.
для
трансформаторной подстанции:
(9.2)
где
n - количество трансформаторов на подстанции.
Таблица
9.1 - Определение параметров схемы замещения воздушных ЛЭП
|
Участок сети
|
Кол-во цепей ЛЭП
|
Марка-сечение провода F, мм2
|
Uном, кВ
|
lуч, км
|
r0, Ом/км
|
x0, Ом/км
|
b0*10-6,
См/км
|
Rуч, Ом
|
Xуч, Ом
|
Qучс’=
Qучс’’Мвар
|
|
Разомкнутая сеть
|
2
|
АС-180/19
|
110
|
16
|
0,249
|
0,427
|
2,66
|
1,992
|
3,416
|
0,52
|
|
03
|
2
|
АС-150/24
|
110
|
22
|
0,198
|
0,420
|
2,7
|
2,178
|
4,62
|
0,72
|
|
01
|
2
|
АС-120/19
|
35
|
13
|
0,249
|
0,414
|
0
|
1,619
|
2,691
|
0
|
|
04
|
2
|
АС-120/19
|
35
|
12
|
0,249
|
0,414
|
0
|
1,494
|
2,484
|
0
|
|
Сеть с замкнутым контуром
|
|
01
|
1
|
АС-185/29
|
110
|
13
|
0,162
|
0,413
|
2,75
|
2,106
|
5,369
|
0,22
|
|
03
|
1
|
АС-185/29
|
110
|
22
|
0,162
|
0,413
|
2,75
|
3,564
|
9,086
|
0,37
|
|
12
|
1
|
АС-120/19
|
110
|
20
|
0,249
|
0,427
|
2,66
|
4,98
|
8,54
|
0,2
|
|
23
|
2
|
АС-120/19
|
110
|
16
|
0,249
|
0,427
|
2,66
|
3,984
|
6,832
|
0,26
|
|
04
|
1
|
АС-120/19
|
35
|
12
|
0,249
|
0,414
|
0
|
1,494
|
2,484
|
0
|
Таблица 9.2 - Определение параметров схем замещения трансформаторов
подстанций
|
Номер п/ст
|
Кол-во трансф-ов, шт.
|
Тип трансформатора
|
Sномтр, МВА
|
ΔPхх, МВт
|
Iхх, %
|
ΔSст, МВА
|
Zтр=Rтр+jXтр Ом
|
|
Разомкнутая сеть
|
|
1
|
2
|
ТРДНС-25000/35
|
25
|
0,025
|
0,5
|
0,05
|
+j
|
0,25
|
0,13
|
+j
|
2,55
|
|
2
|
2
|
ТРДН-40000/110
|
40
|
0,036
|
0,65
|
0,07
|
+j
|
0,52
|
0,7
|
+j
|
17,35
|
|
3
|
2
|
ТРДН-25000/110
|
25
|
0,027
|
0,7
|
0,05
|
+j
|
0,35
|
1,27
|
+j
|
27,95
|
|
4
|
2
|
ТДНС-16000/35
|
16
|
0,018
|
0,55
|
0,04
|
+j
|
0,18
|
0,23
|
+j
|
4,2
|
|
Сеть с замкнутым контуром
|
|
|
|
|
|
1
|
2
|
ТРДН-25000/110
|
25
|
0,027
|
0,7
|
0,05
|
+j
|
0,35
|
1,27
|
+j
|
27,95
|
|
2
|
2
|
ТРДН-40000/110
|
40
|
0,036
|
0,65
|
0,07
|
+j
|
0,52
|
0,7
|
+j
|
17,35
|
|
3
|
2
|
ТРДН-25000/110
|
25
|
0,027
|
0,7
|
0,05
|
+j
|
0,35
|
1,27
|
+j
|
27,95
|
|
4
|
2
|
ТДНС-16000/35
|
16
|
0,018
|
0,55
|
0,04
|
+j
|
0,18
|
0,23
|
+j
|
4,2
|
10.
Разработка схемы соединений
Схема электрических соединений разомкнутой сети приведена на рисунке
10.1, а для сети с замкнутым контуром на рисунке 10.2.
Рисунок 10.1 - Схема электрических соединений разомкнутой сети
Рисунок 10.2 - Схема электрических соединений сети с замкнутым контуром
11.
Технико-экономическое обоснование окончательного варианта исполнения
электрической сети
11.1
Определение капиталовложений на сооружение электрической сети
Расчеты по определению капиталовложений на сооружение воздушных ЛЭП и
подстанций электрической сети приведены в таблице 11.1 - 11.2.
Таблица 11.1 - Капиталовложения на сооружение воздушных ЛЭП
|
Участок
|
lуч, км
|
Тип опор
|
Марка-сечение провода F, мм2
|
С0ЛЭП,
тыс.руб./км
|
КЛЭП=С0ЛЭП×lуч,
тыс.руб.
|
КЛЭПΣ, тыс.руб.
|
КЛЭПΣ, тыс.руб.
|
|
Разомкнутая сеть (вариант
I)
|
|
23
|
16
|
Ж/бдвухцепные
|
АС-120/19
|
20,4
|
326,4
|
775,2
|
1214,2
|
|
03
|
22
|
Ж/бдвухцепные
|
АС-120/19
|
20,4
|
448,8
|
|
|
|
01
|
13
|
Ж/бдвухцепные
|
АС-150/24
|
17,8
|
231,4
|
439
|
|
|
04
|
12
|
Ж/бдвухцепные
|
АС-120/19
|
17,3
|
207,6
|
|
|
|
Сеть с замкнутым контуром
(вариант II)
|
|
01
|
13
|
Ж/бодноцепные
|
АС-185/29
|
13,8
|
179,4
|
954,6
|
1199,4
|
|
03
|
22
|
Ж/бодноцепные
|
АС-185/29
|
13,8
|
303,6
|
|
|
|
12
|
20
|
Ж/бодноцепные
|
АС-120/19
|
13,1
|
262
|
|
|
|
23
|
16
|
Ж/бдвухцепные
|
АС-120/19
|
13,1
|
209,6
|
|
|
|
04
|
12
|
Ж/бодноцепные
|
АС-120/19
|
20,4
|
244,8
|
244,8
|
|
Таблица 11.2 - Капиталовложения на сооружение подстанций
|
Элемент сети
|
Стоимость
|
КП/СТΣ, тыс.руб.
|
|
РЭС
|
п/ст1
|
п/ст2
|
п/ст3
|
п/ст4
|
|
|
Разомкнутая сеть (вариант
I)
|
|
РУ на РЭС
|
5 3
|
х x
|
9 35
|
-
|
-
|
-
|
-
|
1803.2
|
|
ОРУ на подстанции
|
-
|
-
|
-
|
-
|
-
|
|
|
типовая схема
|
-
|
2*36+4*2.4
|
2*36+4*11.5
|
2*36+4*11,5
|
2*5.4+4*2.4
|
|
|
дополнительные выключатели
|
-
|
-
|
-
|
-
|
-
|
|
|
трансформаторы
|
-
|
2
|
x
|
77
|
2
|
x
|
109
|
2
|
x
|
84
|
2
|
x
|
61.2
|
|
|
БК
|
-
|
|
-
|
|
1
|
x
|
18
|
2
|
x
|
24
|
1
|
x
|
18
|
|
|
постоянная часть затрат
|
-
|
105
|
210
|
105
|
|
|
Итого
|
150
|
279.4
|
564
|
544
|
265.8
|
|
|
Сеть с замкнутым контуром
(вариант II)
|
|
РУ на РЭС
|
5
|
x
|
35
|
-
|
-
|
-
|
-
|
2001.8
|
|
ОРУ на подстанции
|
-
|
-
|
-
|
-
|
-
|
|
|
типовая схема
|
-
|
2*36+4*11,5
|
-
|
-
|
2*5.4+4*2.4
|
|
|
дополнительные выключатели
|
-
|
-
|
-
|
-
|
-
|
|
|
трансформаторы
|
-
|
2
|
x
|
84
|
2
|
x
|
84
|
2
|
x
|
84
|
2
|
x
|
84
|
|
|
БК
|
-
|
7
|
x
|
30
|
4
|
x
|
30
|
8
|
x
|
30
|
4
|
x
|
30
|
|
|
постоянная часть затрат
|
-
|
210
|
210
|
210
|
210
|
|
|
Итого
|
175
|
742
|
652
|
772
|
652
|
|
11.2 Определение
ежегодных издержек на эксплуатацию электрической сети
Определяются технико-экономические показатели:
;
aалэп=2,4%, aап/ст=6,4%, aорлэп=0,4%, aорп/ст=3,0%.
;
.; T΄=t/amax=t/kм2
Результаты
расчетов сведены в таблицу 11.3.
Определяются потери электроэнергии в трансформаторах, зависящие и
независящие от нагрузки. Данные сводятся в таблицу 11.4.
Определяются потери электроэнергии в воздушных ЛЭП, зависящие и
независящие от нагрузки. Данные сводятся в таблицу 11.5.
Определяются потери электроэнергии в батареях конденсаторов, зависящие и
независящие от нагрузки. Данные сводятся в таблицу 11.6.
Таблица 11.3 - Технико-экономические показатели
|
Показатели
|
Вариант исполнения
электрической сети:
|
|
Разомкнутая сеть
|
Сеть с замкнутым контуром
|
|
110 кВ
|
35 кВ
|
110кВ
|
35кВ
|
|
Капиталовложения, Ксети,
тыс.руб.
|
2259,84
|
1181,04
|
3070,32
|
612,72
|
|
Отчисления на амортизацию
Иа, тыс.руб.
|
107,42
|
54,52
|
150,68
|
27,46
|
|
Отчисления на обслуживание
и ремонт Иор, тыс.руб.
|
43,61
|
21,73
|
62,33
|
10,74
|
|
Число часов использования
максимума нагрузки Tм, ч
|
4656,14
|
4199,73
|
4706,03
|
3368,42
|
|
Время максимальных потерь τ, час
|
3045,37
|
2592,14
|
3097,12
|
1860,41
|
|
Годовое число часов
использования максимума нагрузки T'м, ч
|
3374,37
|
2872,18
|
3431,71
|
2061,4
|
|
Годовое число часов
использования максимума нагрузки T''м, ч
|
8760
|
8760
|
8760
|
8760
|
|
Стоимость 1 МВт×ч потерь электроэнергии З'э, тыс.руб./(МВт×ч)
|
1,44*10-2
|
1,5*10-2
|
1,4*10-2
|
1,75*10-2
|
|
Стоимость 1 МВт×ч потерь электроэнергии З''э, тыс.руб./(МВт×ч)
|
1,2*10-2
|
1,2*10-2
|
1,2*10-2
|
1,2*10-2
|
Таблица 11.4 - Потери электроэнергии в трансформаторах
|
№ П/ст
|
Кол-во тр-ров n, шт.
|
|Sнагрi|, МВ·А
|
Sномтрi, МВА
|
ΔPкз, МВт
|
τ,
час
|
ΔWтрi΄, МВт×ч
|
ΔWтрΣ΄, МВт×ч
|
ΔPхх, МВт
|
T, ч
|
ΔWтрi΄΄, МВт×ч
|
ΔWтрΣ΄΄, МВт×ч
|
|
Разомкнутая сеть
|
|
1
|
2
|
25,3
|
25
|
0,115
|
2862,47
|
169
|
345
|
0,025
|
8760
|
438
|
753
|
|
2
|
2
|
19,24
|
16
|
0,085
|
|
176
|
|
0,018
|
|
315
|
|
|
3
|
2
|
43,78
|
40
|
0,172
|
|
295
|
482
|
0,036
|
|
631
|
1104
|
|
4
|
2
|
26,13
|
25
|
0,120
|
|
188
|
|
0,027
|
|
473
|
|
|
Сеть с замкнутым контуром
|
|
1
|
2
|
25,3
|
25
|
0,120
|
2862,47
|
176
|
659
|
0,027
|
8760
|
473
|
1577
|
|
2
|
2
|
43,78
|
40
|
0,172
|
|
295
|
|
0,036
|
|
631
|
|
|
3
|
2
|
26,13
|
25
|
0,120
|
|
188
|
|
0,027
|
|
473
|
|
|
4
|
2
|
19,24
|
16
|
0,085
|
|
176
|
176
|
0,018
|
|
315
|
315
|
; 
Таблица 11.5 - Потери электроэнергии в воздушных ЛЭП
|
Участок сети
|
Кол-во цепей ЛЭП
|
|Sмакср| МВА
|
Uном, кВ
|
Rлэпi, Ом
|
τ,
час
|
ΔWлэпi΄, МВт×ч
|
ΔWлэпΣ΄, МВт×ч
|
ΔWлэпi΄΄, МВт×ч
|
ΔWлэпΣ΄΄, МВт×ч
|
|
Разомкнутая сеть
|
|
01
|
2
|
12,65
|
35
|
1,619
|
2862,47
|
2422
|
3714
|
0
|
0
|
|
04
|
2
|
9,62
|
35
|
1,494
|
|
1292
|
|
0
|
|
|
03
|
2
|
34,93
|
110
|
2,178
|
|
2515
|
3418
|
0
|
|
|
32
|
2
|
21,89
|
110
|
1,992
|
|
903
|
|
0
|
|
|
Сеть с замкнутым контуром
|
|
01
|
1
|
52,08
|
110
|
2,106
|
2862,47
|
1351
|
4027
|
0
|
0
|
|
03
|
1
|
42,99
|
110
|
3,564
|
|
1558
|
|
0
|
|
|
12
|
1
|
26,78
|
110
|
4,98
|
|
845
|
|
0
|
|
|
32
|
1
|
17,01
|
110
|
3,984
|
|
273
|
|
0
|
|
|
04
|
2
|
9,62
|
35
|
1,494
|
|
1292
|
1292
|
0
|
|
Таблица
11.6 - Потери электроэнергии в батареях конденсаторов
|
Номер п/ст
|
ΔWбкi',
МВт ч
|
ΔWбк∑',
МВт ч
|
Qбкi, Мвар
|
Тбк, ч
|
ΔWбкi,”
МВт ч
|
ΔWбк∑,” МВт ч
|
|
Разомкнутая сеть
|
|
1
|
0
|
0
|
-
|
7000
|
-
|
50,4
|
|
2
|
0
|
|
2,4
|
|
50,4
|
|
|
3
|
0
|
|
2,4
|
|
50,4
|
256,2
|
|
4
|
0
|
|
9,8
|
|
205,8
|
|
|
Сеть с замкнутым контуром
|
|
1
|
0
|
0
|
-
|
7000
|
256,2
|
|
2
|
0
|
|
2,4
|
|
50,4
|
|
|
3
|
0
|
|
9,8
|
|
205,8
|
|
|
4
|
0
|
|
2,4
|
|
50,4
|
50,4
|
11.3
Определение окончательного варианта исполнения электрической сети
Окончательный вариант исполнения сети выбирается исходя из следующих
показателей:
; 
;
;
Данные технико-экономического расчёта методом приведённых затрат сводятся
в таблицу 11.7.
Таблица 11.7 - Основные технико-экономические показатели для
предварительно выбранных вариантов исполнения электрической сети
|
Показатели
|
Вариант исполнения
электрической сети
|
|
Разомкнутая сеть
|
Сеть с замкнутым контуром
|
|
110 кВ
|
35 кВ
|
110 кВ
|
35 кВ
|
|
Капиталовложения, Ксети,
тыс.руб.
|
2259,84
|
1181,04
|
3070,32
|
612
|
|
Потери электроэнергии ΔW΄,
МВт×ч
|
4059
|
3901
|
4686
|
1468
|
|
Потери электроэнергии ΔW΄΄,
МВт×ч
|
803,4
|
1360,2
|
1833,2
|
365,4
|
|
Затраты на возмещение
потерь электроэнергии, Зпот, тыс.руб.
|
68,09
|
74,84
|
87,6
|
30,08
|
|
Ежегодные эксплуатационные
издержки Исети, тыс.руб.
|
219,12
|
151,09
|
300,61
|
68,28
|
|
Приведенные затраты Зпр,
тыс.руб.
|
783,12
|
810,86
|
|
Относительная разность
приведенных затрат рассматриваемых вариантов DЗпр, %
|
3,54%
|
Поскольку относительная разность приведенных затрат меньше 5%, то оба
варианта сети являются равноэкономичными. В связи с этим окончательный вариант
выбирается по следующим критериям: удобство эксплуатации, оперативная гибкость,
надежность. Всем вышеприведенным параметрам соответствует вариант сети с
замкнутым контуром, именно его мы и принимаем к исполнению.
12.
Уточненный расчет компенсирующих устройств в электрической сети
электрическая сеть напряжение трансформатор
При
минимальном режиме из-за снижения нагрузки можно отключить один из двух
трансформаторов на двух трансформаторных подстанциях, если выполняется
следующее условие: 
12.1
Определение нескомпенсированной реактивной нагрузки
Расчет потерь в стали и в меди для трансформаторов представлен в
таблице12.1.
Таблица 12.1 - Расчет потерь в стали и в меди для трансформаторов
|
№ пст
|
Максимальный и
послеаварийный режим
|
Минимальный режим
|
|
Кол-во тр-ров
|
ΔPсттрi, МВт
|
ΔQсттрi,
Мвар
|
ΔPмаксрмтрi
МВт
|
ΔPпаврмтрi
МВт
|
ΔQмаксрмтрi
МВт
|
ΔQпаврмтрi
МВт
|
Кол-во тр-ров
|
ΔPсттрi,
МВт
|
ΔQсттрi,
Мвар
|
ΔPмтрi,
МВт
|
ΔQмтрi,
МВт
|
|
1
|
2
|
0,054
|
0,35
|
0,062
|
0,062
|
1,344
|
1,344
|
1
|
0,027
|
0,175
|
0,044
|
0,968
|
|
2
|
2
|
0,072
|
0,52
|
0,103
|
0,103
|
2,516
|
2,516
|
1
|
0,036
|
0,260
|
0,074
|
1,812
|
|
3
|
2
|
0,054
|
0,35
|
0,066
|
0,066
|
1,434
|
1,434
|
1
|
0,027
|
0,175
|
0,047
|
1,033
|
|
4
|
2
|
0,036
|
0,176
|
0,062
|
0,062
|
1,157
|
1,157
|
1
|
0,018
|
0,088
|
0,044
|
0,832
|
Определение расчетных нагрузок без учета компенсирующих устройств
производится по следующей формуле:
Результаты расчетов приведены в таблице 12.2
Таблица 12.2 - Расчет расчетных нагрузок
|
№ пст
|
Рнагрi, МВт
|
Qнагрi,Мвар
|
ΔPтрi, МВт
|
ΔQтрi, Мвар
|
QсΣ, Мвар
|
Sрi, МВА
|
|
Максимальный режим
|
|
1
|
22
|
12,5
|
0,116
|
1,964
|
0,22+0,32=0,54
|
22,116
|
+j
|
13,654
|
|
2
|
37
|
25,8
|
0,175
|
3,036
|
0,32+0,26=0,58
|
37,175
|
+j
|
28,256
|
|
3
|
23
|
22,2
|
0,120
|
1,784
|
0,26+0,37=0,63
|
23,120
|
+j
|
23,354
|
|
4
|
17
|
11,4
|
0,098
|
1,333
|
0
|
17,098
|
+j
|
12,733
|
|
Минимальный режим
|
|
1
|
13,2
|
7,5
|
0,071
|
1,143
|
0,22+0,32=0,54
|
13,271
|
+j
|
8,103
|
|
2
|
22,2
|
15,5
|
0,110
|
2,072
|
0,32+0,26=0,58
|
22,310
|
+j
|
16,992
|
|
3
|
13,8
|
13,3
|
0,071
|
1,208
|
0,26+0,37=0,63
|
13,871
|
+j
|
13,878
|
|
4
|
10,2
|
6,8
|
0,062
|
0,920
|
0
|
10,262
|
+j
|
7,720
|
|
Послеаварийный режим
|
|
1
|
22
|
12,5
|
0,116
|
1,694
|
0,22+0,32=0,54
|
22,116
|
+j
|
13,654
|
|
2
|
37
|
25,8
|
0,175
|
3,036
|
0,32+0,26=0,58
|
37,175
|
+j
|
28,256
|
|
3
|
23
|
22,2
|
0,120
|
1,784
|
0,26+0,37=0,63
|
23,120
|
+j
|
23,354
|
|
4
|
17
|
11,4
|
0,098
|
1,333
|
0
|
17,098
|
+j
|
12,733
|
Определяются перетоки мощности без учета компенсирующих устройств. Для
максимального и минимального режимов:
Для
послеаварийного режима:
Результаты расчетов сводятся в таблицу 12.3.
Таблица 12.3 - Расчет перетоков мощности
|
Уч-ок
|
Sучi, МВА
|
|
Максимальный режим
|
Минимальный режим
|
Послеаварийный режим
|
|
01
|
44,21
|
+j
|
33,62
|
26,49
|
+j
|
20,06
|
|
-
|
|
|
03
|
38,22
|
+j
|
31,65
|
22,88
|
+j
|
18,97
|
82,41
|
+j
|
65,26
|
|
12
|
22,09
|
+j
|
19,97
|
13,22
|
+j
|
11,96
|
22,12
|
+j
|
13,65
|
|
32
|
15,09
|
+j
|
8,29
|
9,09
|
+j
|
5,03
|
59,29
|
+j
|
41,91
|
|
04
|
8,55
|
+j
|
6,37
|
5,13
|
+j
|
3,86
|
17,10
|
+j
|
12,73
|
В таблице 12.4 приведены результаты расчета нескомпенсированной
реактивной нагрузки для максимального, минимального и послеаварийного режимов.
Таблица12.4 - Результаты расчета нескомпенсированной реактивной нагрузки
|
№ пст
|
Режим работы
|
|
максимальный
|
минимальный
|
послеаварийный
|
|
Qнагрi, Мвар
|
ΔQтрi, Мвар
|
QнескпстiМвар
|
QнескпстΣМвар
|
Qнагрi Мвар
|
|
Qнескпстi Мвар
|
QнескпстΣ Мвар
|
Qнагрi Мвар
|
ΔQтрi Мвар
|
Qнескпстi Мвар
|
QнескпстΣ Мвар
|
|
1
|
12,5
|
1,694
|
14,194
|
67,014
|
7,5
|
1,143
|
8,643
|
40,723
|
12,5
|
1,694
|
14,194
|
67,014
|
|
2
|
25,8
|
3,036
|
28,836
|
2,072
|
17,572
|
|
25,8
|
3,036
|
28,836
|
|
|
3
|
22,2
|
1,784
|
23,984
|
|
13,3
|
1,208
|
14,508
|
|
22,2
|
1,784
|
23,984
|
|
|
4
|
11,4
|
1,333
|
12,733
|
12,733
|
6,8
|
0,920
|
7,720
|
7,720
|
11,4
|
1,333
|
12,733
|
12,733
|
.2
Определение суммарной реактивной мощности компенсирующих устройств на основании
точного расчета мощностей
В таблицах 12.5, 12.6 приведены результаты расчета точного баланса
активной и реактивной мощности.
Таблица 12.5 - Результаты расчета точного баланса активной мощности
|
Уч-ок
|
Uном, кВ
|
|Sучi|, МВА
|
ΔPуч, МВт
|
Pнагрi, МВт
|
Rуч, Ом
|
ΔPтрi, МВт
|
ΔPтрΣ, МВт
|
ΔPлэпΣ, МВт
|
PнагрΣ, МВт
|
Pсети, МВт
|
|
Максимальный режим
|
|
01
|
110
|
55,54
|
0,537
|
22
|
2,106
|
0,116
|
0,411
|
1,725
|
82
|
88,24
|
|
03
|
110
|
49,62
|
0,725
|
23
|
3,564
|
0,120
|
|
|
|
|
|
12
|
110
|
29,78
|
0,365
|
37
|
4,980
|
0,175
|
|
|
|
|
|
32
|
110
|
17,22
|
0,098
|
-
|
3,984
|
-
|
|
|
|
|
|
04
|
35
|
10,66
|
0,554
|
17
|
1,494
|
0,098
|
0,098
|
0,554
|
17
|
18,5
|
|
Минимальный режим
|
|
01
|
110
|
33,23
|
0,192
|
13,2
|
2,106
|
0,071
|
0,252
|
0,619
|
49,2
|
52,53
|
|
03
|
110
|
29,72
|
0,260
|
13,8
|
3,564
|
0,071
|
|
|
|
|
|
12
|
110
|
17,83
|
0,131
|
22,2
|
4,980
|
0,110
|
|
|
|
|
|
32
|
110
|
10,39
|
0,036
|
-
|
3,984
|
-
|
|
|
|
|
|
04
|
35
|
6,42
|
0,201
|
10,2
|
1,494
|
0,062
|
0,062
|
0,201
|
10,2
|
10,97
|
|
Послеаварийный режим
|
|
|
03
|
110
|
105,12
|
3,255
|
23
|
3,564
|
0,120
|
0,411
|
5,269
|
82
|
91,78
|
|
12
|
110
|
25,99
|
0,278
|
22
|
4,980
|
0,116
|
|
|
|
|
|
32
|
110
|
72,61
|
1,736
|
37
|
3,984
|
0,175
|
|
|
|
|
|
04
|
35
|
21,32
|
1,109
|
17
|
2,988
|
0,098
|
0,098
|
1,109
|
17
|
19,06
|
Таблица 12.6 - Результаты расчета точного баланса реактивной мощности
|
Уч-ок
|
Uном, кВ
|
|Sучi|, МВА
|
ΔQуч, Мвар
|
Qнагрi, Мвар
|
Xуч, Ом
|
ΔQтрi, Мвар
|
ΔQтрΣ, Мвар
|
QcΣ,
Мвар
|
ΔQлэпΣ, Мвар
|
QнагрΣ, Мвар
|
Qсети, Мвар
|
Qку, Мвар
|
Qип, Мвар
|
|
Максимальный режим
|
|
01
|
110
|
55,54
|
1,369
|
12,5
|
5,369
|
1,694
|
6,514
|
2,34
|
4,011
|
60,5
|
71,71
|
10,118
|
61,592
|
|
03
|
110
|
49,62
|
1,849
|
22,2
|
9,086
|
1,784
|
|
|
|
|
|
|
|
|
12
|
110
|
29,78
|
0,626
|
25,8
|
8,540
|
3,036
|
|
|
|
|
|
|
|
|
32
|
110
|
17,22
|
0,167
|
-
|
6,832
|
-
|
|
|
|
|
|
|
|
|
04
|
35
|
10,66
|
0,922
|
11,4
|
2,484
|
1,333
|
1,333
|
0
|
0,922
|
11,4
|
14,225
|
1,312
|
12,913
|
|
Минимальный режим
|
|
01
|
110
|
33,23
|
0,490
|
7,5
|
5,369
|
1,143
|
3,494
|
2,34
|
1,43
|
36,3
|
40,699
|
4,032
|
36,666
|
|
03
|
110
|
29,72
|
0,663
|
13,32
|
9,086
|
1,208
|
|
|
|
|
|
|
|
|
12
|
110
|
17,83
|
0,224
|
15,48
|
8,540
|
2,072
|
|
|
|
|
|
|
|
|
32
|
110
|
10,39
|
0,061
|
-
|
6,832
|
-
|
|
|
|
|
|
|
|
|
04
|
35
|
6,42
|
0,334
|
6,84
|
2,484
|
0,920
|
0,92
|
0
|
0,334
|
6,84
|
8,436
|
0,779
|
7,657
|
|
Послеаварийный режим
|
|
03
|
110
|
105,12
|
8,298
|
22,2
|
9,086
|
1,784
|
6,514
|
1,9
|
11,752
|
60,5
|
79,891
|
15,828
|
64,063
|
|
12
|
110
|
25,99
|
0,477
|
12,5
|
8,540
|
1,694
|
|
|
|
|
|
|
|
|
32
|
110
|
72,61
|
2,977
|
25,8
|
6,832
|
3,036
|
|
|
|
|
|
|
|
|
04
|
35
|
21,32
|
1,843
|
11,4
|
4,968
|
1,333
|
1,333
|
0
|
1,843
|
11,4
|
15,146
|
1,842
|
13,304
|
.3 Расчет
суммарных мощностей компенсирующих устройств
Суммарная мощность компенсирующих устройств распределяется по подстанциям
пропорционально их нескомпенсированным нагрузкам. В таблице 12.7 приведен
расчет суммарных мощностей компенсирующих устройств.
Таблица 12.7 - Расчет суммарных мощностей КУ
|
№ пст
|
Максимальный режим
|
Минимальный режим
|
Послеаварийный режим
|
|
QнескпстiМвар
|
QнескпстΣМвар
|
Qку, Мвар
|
Qкуi, Мвар
|
QнескпстiМвар
|
QнескпстΣМвар
|
Qку, Мвар
|
Qкуi, Мвар
|
QнескпстiМвар
|
QнескпстΣМвар
|
Qку, Мвар
|
Qкуi, Мвар
|
|
1
|
14,194
|
67,014
|
2,143
|
8,643
|
40,723
|
4,034
|
0,856
|
14,194
|
67,014
|
15,828
|
3,353
|
|
2
|
28,836
|
|
|
4,354
|
17,572
|
|
|
1,740
|
28,836
|
|
|
6,811
|
|
3
|
23,984
|
|
|
3,621
|
14,508
|
|
|
1,436
|
23,984
|
|
|
5,665
|
|
4
|
12,733
|
12,733
|
1,312
|
1,312
|
7,720
|
7,72
|
0,779
|
0,779
|
12,733
|
12,733
|
1,842
|
1,842
|
Определение
необходимого количества и мощности батарей конденсаторов по подстанциям для
компенсации реактивной мощности приведено в таблице12.8.
Таблица
12.8 - Распределение КУ по подстанциям для различных режимов работы
электрической сети
|
№ пст
|
Uном,кВ
|
Тип конденсаторов
|
Кол - во батарей
конденсаторов nбк, шт.
|
Мощность, выдаваемая
батареей Qбк, Мвар
|
Мощность, выдаваемая КУ
Qстку=nбк x Qбк, Мвар
|
|
Максимальный режим
|
|
1
|
6
|
КС2-1,05-60
|
1
|
2,4
|
2,4
|
|
2
|
6
|
КС2-1,05-60
|
2
|
2,4
|
4,8
|
|
3
|
6
|
КС2-1,05-60
|
2
|
2,4
|
4,8
|
|
4
|
6
|
КС2-1,05-60
|
1
|
2,4
|
2,4
|
|
Минимальный режим
|
|
1
|
6
|
КС2-1,05-60
|
1
|
2,4
|
2,4
|
|
2
|
6
|
КС2-1,05-60
|
1
|
2,4
|
2,4
|
|
3
|
6
|
КС2-1,05-60
|
1
|
2,4
|
2,4
|
|
4
|
6
|
КС2-1,05-60
|
1
|
2,4
|
2,4
|
|
Послеаварийный режим
|
|
1
|
6
|
КС2-1,05-60
|
2
|
2,4
|
4,8
|
|
2
|
6
|
КС2-1,05-60
|
3
|
2,4
|
7,2
|
|
3
|
6
|
КС2-1,05-60
|
2
|
2,4
|
4,8
|
|
4
|
6
|
КС2-1,05-60
|
1
|
2,4
|
2,4
|
12.4
Корректировка нагрузки
Результаты корректировки нагрузки сводятся в таблицу 12.9.
Таблица
12.9 - Расчет уточненных мощностей нагрузок на подстанциях
|
№ пст
|
Si, МВА
|
|
Максимальный режим
|
Минимальный режим
|
Послеаварийный режим
|
|
1
|
22
|
+j
|
10,1
|
13,2
|
+j
|
5,1
|
22
|
+j
|
7,7
|
|
2
|
37
|
+j
|
21
|
22,2
|
+j
|
13,1
|
37
|
+j
|
18,6
|
|
3
|
23
|
+j
|
17,4
|
13,8
|
+j
|
10,9
|
23
|
+j
|
17,4
|
|
4
|
17
|
+j
|
9
|
10,2
|
+j
|
4,4
|
17
|
+j
|
9
|
13. Точный
электрический расчет установившихся режимов работы электрической сети
Расчет потерь в стали и в меди для трансформаторов представлен в
таблице13.1.
Таблица 13.1 - Расчет потерь в стали и в меди для трансформаторов
|
№ пст
|
Максимальный и
послеаварийный режим
|
Минимальный режим
|
|
Кол-во тр-ров
|
ΔPсттрi,
МВт
|
ΔQсттрi,
Мвар
|
ΔPмаксрмтрi
МВт
|
ΔPпаврмтрi
МВт
|
ΔQмаксрмтрi
МВт
|
ΔQпаврмтрi
МВт
|
Кол-во тр-ров
|
ΔPсттрi,
МВт
|
ΔQсттрi,
Мвар
|
ΔPмтрi,
МВт
|
ΔQмтрi,
МВт
|
|
1
|
2
|
0,054
|
0,350
|
0,056
|
0,052
|
1,231
|
1,141
|
1
|
0,027
|
0,175
|
0,038
|
0,421
|
|
2
|
2
|
0,072
|
0,520
|
0,097
|
0,092
|
2,375
|
2,251
|
1
|
0,036
|
0,260
|
0,072
|
0,872
|
|
3
|
2
|
0,054
|
0,350
|
0,080
|
0,080
|
1,747
|
1,747
|
1
|
0,023
|
0,175
|
0,059
|
0,650
|
|
4
|
2
|
0,036
|
0,176
|
0,062
|
0,062
|
1,157
|
1,157
|
1
|
0,018
|
0,088
|
0,041
|
0,386
|
Схема замещения сети для заданного режима работы приведена на рисунке
13.1.
а) 
б) 
Рисунок 13.1 - Схема замещения сети имеющей замкнутый контур:
а) для максимального и минимального режимов;
б) для послеаварийного режима
Определение расчетных нагрузок производится по следующей формуле:
.
Результаты
расчетов приведены в таблице 13.2
Таблица 13.2
- Расчет расчетных нагрузок
|
№пст
|
Рнагрi, МВт
|
Qнагрi,Мвар
|
ΔPтрi, МВт
|
ΔQтрi, Мвар
|
QсΣ, Мвар
|
Sрi, МВА
|
|
Максимальный режим
|
|
1
|
22
|
10,1
|
0,110
|
1,581
|
0,54
|
22,11
|
+j
|
11,14
|
|
2
|
37
|
21
|
0,169
|
2,895
|
0,58
|
37,17
|
+j
|
23,32
|
|
3
|
23
|
17,4
|
0,134
|
2,097
|
0,63
|
23,13
|
+j
|
18,87
|
|
4
|
17
|
9
|
0,098
|
1,333
|
0
|
17,10
|
+j
|
10,33
|
|
Минимальный режим
|
|
1
|
13,2
|
5,1
|
0,065
|
0,596
|
0,54
|
13,27
|
+j
|
5,16
|
|
2
|
22,2
|
13,1
|
0,108
|
1,132
|
0,58
|
22,31
|
+j
|
13,65
|
|
3
|
13,8
|
10,9
|
0,082
|
0,825
|
0,63
|
13,88
|
+j
|
11,10
|
|
4
|
10,2
|
4,4
|
0,059
|
0,474
|
0
|
10,26
|
+j
|
4,87
|
|
Послеаварийный режим
|
|
1
|
22
|
7,7
|
0,106
|
1,491
|
0,54
|
22,11
|
+j
|
8,65
|
|
2
|
37
|
18,6
|
0,164
|
2,771
|
0,58
|
37,16
|
+j
|
20,79
|
|
3
|
23
|
17,4
|
0,134
|
0,63
|
23,13
|
+j
|
18,87
|
|
4
|
17
|
9
|
0,098
|
1,333
|
0
|
17,10
|
+j
|
10,33
|
Производится приближенный расчет потокораспределения. Результаты расчетов
сводятся в таблицу 13.3.
Для максимального и минимального режимов:
Для послеаварийного режима:
Таблица 13.3 - Расчет перетоков мощности
|
Участок
|
Sучi, МВА
|
|
Максимальный режим
|
Минимальный режим
|
Послеаварийный режим
|
|
01
|
38,04
|
+j
|
8,96
|
22,90
|
+j
|
5,42
|
-
|
-
|
-
|
|
12
|
11,92
|
+j
|
3,89
|
7,23
|
+j
|
1,67
|
19,592
|
+j
|
4,455
|
|
23
|
15,20
|
+j
|
1,25
|
9,08
|
+j
|
4,66
|
42,699
|
+j
|
10,580
|
|
04
|
13,06
|
+j
|
1,76
|
7,837
|
+j
|
0,964
|
26,120
|
+j
|
3,925
|
|
03
|
38,31
|
+j
|
7,38
|
22,926
|
+j
|
5,937
|
69,829
|
+j
|
19,844
|
Учитывая расчетные нагрузки и потокораспределение, схема замещения примет
вид, изображенный на рисунке 13.3.
Определение мощности в начале и конце участков.
Для максимального и минимального режимов:
Для
послеаварийного режима:
а) 
б) 
Рисунок 13.2 - Упрощенная схема замещения сети:
а) для максимального и минимального режима;
б) для послеаварийного режима
Результаты расчетов сведены в таблицу 13.4
Таблица 13.4- Определение мощности в начале и конце участков сети
|
Уч-ок
|
S'уч, МВА
|
S"уч, МВА
|
Uном, кВ
|
Qcуч, Мвар
|
Rуч, Ом
|
Xуч, Ом
|
|
Максимальный режим
|
|
01
|
39,021
|
+j
|
11,519
|
38,311
|
+j
|
9,403
|
110
|
0,281
|
1,98
|
6,68
|
|
12
|
12,191
|
+j
|
4,328
|
11,943
|
+j
|
3,886
|
110
|
0,241
|
2,35
|
5,99
|
|
23
|
15,517
|
+j
|
1,822
|
15,202
|
+j
|
1,253
|
110
|
0,233
|
2,27
|
5,78
|
|
04
|
26,865
|
+j
|
3,829
|
26,120
|
+j
|
3,523
|
110
|
0,805
|
3,11
|
5,34
|
|
03
|
39,398
|
+j
|
8,884
|
38,624
|
+j
|
7,947
|
110
|
0,306
|
2,16
|
7,29
|
|
Минимальный режим
|
|
01
|
23,489
|
+j
|
6,475
|
23,062
|
+j
|
5,548
|
110
|
0,281
|
1,98
|
6,68
|
|
12
|
7,386
|
+j
|
1,831
|
7,228
|
+j
|
1,669
|
110
|
0,241
|
2,35
|
5,99
|
|
23
|
9,293
|
+j
|
4,967
|
9,082
|
+j
|
4,664
|
110
|
0,233
|
2,27
|
5,78
|
|
04
|
16,121
|
+j
|
2,039
|
15,674
|
+j
|
1,929
|
110
|
0,805
|
3,11
|
5,34
|
|
03
|
23,627
|
+j
|
6,587
|
23,156
|
+j
|
6,241
|
110
|
0,306
|
2,16
|
7,29
|
|
Послеаварийный режим
|
|
12
|
20,021
|
+j
|
5,308
|
19,592
|
+j
|
4,455
|
110
|
0,241
|
2,35
|
5,99
|
|
23
|
44,048
|
+j
|
13,545
|
43,128
|
+j
|
11,433
|
110
|
0,233
|
2,27
|
5,78
|
|
04
|
27,614
|
+j
|
4,541
|
26,120
|
+j
|
3,925
|
110
|
0,402
|
6,23
|
10,68
|
|
03
|
72,645
|
+j
|
26,174
|
71,178
|
+j
|
22,808
|
110
|
0,306
|
2,16
|
7,29
|
Определение напряжения в узлах сети. Результаты расчетов сведены в
таблицу 13.5.
Для максимального и минимального режимов.
Для
послеаварийного режима.
Таблица
13.5 - Определение напряжения в узлах сети
|
№ узла
|
Напряжение в узле Ui, кВ
|
|
Максимальный режим
|
Минимальный режим
|
Послеаварийный режим
|
|
0
|
121
|
115,5
|
121
|
|
1
|
120,549
|
115,255
|
119,527
|
|
2
|
119,686
|
114,725
|
117,683
|
|
3
|
120,622
|
115,069
|
114,729
|
|
4
|
119,725
|
114,707
|
120,349
|
14. Выбор
устройств регулирования напряжения в электрической сети
Расчеты по выбору устройств регулирования напряжения в электрической сети
сведены в таблицу 14.1. Расчет ведется согласно следующим формулам:
Таблица 14.1 - Выбор устройств регулирования напряжения в сети
|
№ пст
|
Pпстi, МВт
|
Qпстi, Мвар
|
Rтрi, Ом
|
Xтрi, Ом
|
Ui, кВ
|
ΔUтрi, кВ
|
Uжелннпстi, кВ
|
Uтр ном нн, кВ
|
Uтр ном вн, кВ
|
n
|
UтротвствнкВ
|
UтротвстннкВ
|
|
Максимальный режим
|
|
1
|
26,00
|
3,80
|
2,54
|
55,9
|
120,549
|
2,309
|
11,025
|
10,5
|
115
|
-1
|
112,95
|
10,992
|
|
2
|
23,00
|
5,08
|
2,54
|
55,9
|
119,7686
|
2,863
|
11,025
|
10,5
|
115
|
-2
|
110,91
|
11,060
|
|
3
|
27,00
|
3,77
|
2,54
|
55,9
|
120,622
|
2,315
|
11,025
|
10,5
|
115
|
-1
|
112,95
|
10,998
|
|
4
|
26,00
|
2,54
|
2,54
|
55,9
|
119,725
|
1,740
|
11,025
|
10,5
|
115
|
-1
|
112,95
|
|
Минимальный режим
|
|
1
|
15,6
|
3,04
|
2,54
|
55,9
|
115,255
|
1,82
|
10,5
|
10,5
|
115
|
-1
|
112,95
|
10,545
|
|
2
|
13,8
|
0,77
|
2,54
|
55,9
|
114,725
|
0,68
|
10,5
|
10,5
|
115
|
0
|
115,00
|
10,413
|
|
3
|
16,2
|
5,30
|
2,54
|
55,9
|
115,069
|
2,93
|
10,5
|
10,5
|
115
|
-1
|
112,95
|
10,424
|
|
4
|
15,6
|
1,53
|
2,54
|
55,9
|
114,707
|
1,09
|
10,5
|
10,5
|
115
|
-1
|
112,95
|
10,562
|
|
Послеаварийный режим
|
|
1
|
19,50
|
3,80
|
2,54
|
55,9
|
119,527
|
2,19
|
11,025
|
10,5
|
115
|
-2
|
110,91
|
11,109
|
|
2
|
23,00
|
5,08
|
2,54
|
55,9
|
117,683
|
2,91
|
11,025
|
10,5
|
115
|
-3
|
108,86
|
11,070
|
|
3
|
27,00
|
7,57
|
2,54
|
55,9
|
114,729
|
4,29
|
11,025
|
10,5
|
115
|
-5
|
104,77
|
11,069
|
|
4
|
26,00
|
2,54
|
2,54
|
55,9
|
120,349
|
1,73
|
11,025
|
10,5
|
115
|
-1
|
112,95
|
11,027
|
Сравнение действительных значений напряжений на низкой стороне приведено
в таблице 14.2.
Таблица 14.2
- Сравнение действительных значений напряжений на низкой стороне
|
№ пст
|
Максимальный режим, кВ
|
Минимальный режим, кВ
|
Послеаварийный режим, кВ
|
|
Uтротвстнн
|
Uжелннпстi
|
|Uтротвстнн-Uжелннпстi|
|
Uтротвстнн
|
Uжелннпстi
|
|Uтротвстнн-Uжелннпстi|
|
Uтротвстнн
|
Uжелннпстi
|
|Uтротвстнн-Uжелннпстi|
|
|
1
|
10,992
|
11,025
|
0,032
|
10,545
|
10,5
|
0,045
|
11,109
|
11,025
|
0,084
|
|
2
|
11,060
|
11,025
|
0,037
|
10,413
|
10,5
|
0,087
|
11,070
|
11,025
|
0,045
|
|
3
|
10,998
|
11,025
|
0,027
|
10,424
|
10,5
|
0,076
|
11,069
|
11,025
|
0,044
|
|
4
|
10,968
|
11,025
|
0,057
|
10,562
|
10,5
|
0,062
|
11,027
|
11,025
|
0,002
|
; 
- для U=11кВ;
- для U=10кВ;
- для U=6кВ;
Так
как все условия выполняются, то выбор ответвлений трансформаторов на
подстанциях произведен правильно.
Список
использованных источников
1. Ершевич,
В. В.Справочник по проектированию электроэнергетических систем [Текст] / В. В.
Ершевич, А. Н. Зейлигер, Г. А. Илларионов [и др.]; под ред. С. С. Рокотяна и И.
М. Шапиро. - 3-е изд., перераб. и доп. - М.: Энергоатомиздат, 1985. - 352 с.
. Гутов, И.
А. Проектирование районной электрической сети [Текст]. В 3 ч. Ч. 1 и Ч. 2.
Выбор варианта исполнения электрической сети и электрооборудования: метод.
указания к курсовому проекту по дисциплине «Электрические сети» для студентов
специальности 140211 «Электроснабжение» / И. А. Гутов. - Барнаул : Изд-во
АлтГТУ, 2010. - 71 с.
. Гутов, И.
А. Проектирование районной электрической сети [Текст]. В 3 ч. Ч 3. Расчеты
установившихся режимов работы электрических сетей: методические указания к
курсовому проекту по дисциплине «Электрические сети» для студентов
специальности 140211 «Электроснабжение» / И. А. Гутов. - Барнаул : Изд-во
АлтГТУ, 2010. - 44 с.
. Гутов, И.
А. Электрические сети [Текст]: задания к курсовому проектированию для студентов
специальности 140211 «Электроснабжение (по отраслям)». - Барнаул.: Изд-во
АлтГТУ, 2010. - 11 с.: ил.