По дисциплине «Электроэнергетика»

Расчетно-графическая работа

Вариант 3.2.4.4.

Выполнил: ст.гр. ЗЭ-128

Азанов Т.М.

Проверил:

Владимиров Л.В.

Осмск 2015

Исходные данные:

Рис.1 Схема сети

Номинальные напряжения сети (рис.1) - 110/35/6 кВ

Фактические напряжения источников питания схемы – UРЭС =120 кВ

Обозначения на рисунках. Л - линия электропередачи. П/С - подстанция (двухтрансформаторная), каждая сторона которой соответствует своему номи- нальному напряжению. На подстанциях с двумя номинальными напряжениями (две двойных черты на рисунке) устанавливаются двухобмоточные трансформаторы, а на подстанциях с тремя напряжениями - трехобмоточные трансформаторы или автотрансформаторы. РЭС - источник питания (региональная энергосистема). S – мощность потребителя.

Таблица 1.Марки проводов линий схемы сети

Таблица 2. Длины линий, км, для схемы сети рис.1

Таблица 3. Нагрузки потребителей, МВт, Мвар, МВА, и коэффициенты мощности нагрузок

Обозначения в таблице 1. AC - воздушная линия с неизолированными сталеалюминиевыми проводами. F - кабельная линия. Через дефис указано сечение провода или жилы кабеля в мм2 (для сталеалюминиевых проводов дано сечение алюминиевой части). Цифра 2 в скобках обозначает, что линия двухцепная. При отсутствии этой цифры линия является одноцепной. «откл» - линия отключена. Кабели принимаются трехжильными с алюминиевыми жилами 3 Расчетная часть: Построим схему замещения

Рис.2 Схема замещения сети

Выбор трансформаторов подстанции №1.

Sнагр1=S1+ Sнагр4; Sнагр4=S4+S5+S6+S7

S5=P/ cosϕ=0.65/0.65=1;Q5=S5 sinϕ=0.76

Sнагр4=1.4+j1.3+0.65+j0.76+1.2+j0.2+0.6+j0.1 = 3.85+j2.36

Q1= = =12MBAp

S1=P1+jQ1=16+j12 МВA

Sнагр1=16+j12+3.85+j2.36=19.85+j14.36MBA;Sнагр1= = =24.5MBA

Sном ³ 24.5/1.5=16.33 МВA

ТДТН-25000/110

Sном=25 МВA

Uвн=115кВ; Uсн=38.5 кВ; Uнн=6.6 кВ.

Рх=28.5 кВт;Рк=140 кВт

Uквс=10.5%; Uквн=17.5%; Uксн=6.5%, Ix=0.7%

Выбор трансформаторов подстанции №2

S2=P2+jQ2

P2=S2cosϕ=10·0.8=8MBт

Q2=S2sinϕ=10·0.6=6MBAp

S2=8+j6MBA

S2= =10

Sном ³ 10/1.5=6.67 МВA

ТДН-10000/110

Sном=10 МВA

Uвн=115кВ; Uнн=6.6 кВ.

Рх=18 кВт;Рк=85 кВт

Uк=10.5%; Ix=0.9%

Выбор трансформаторов подстанции №3

S=10, tgϕ=0,8

ϕ=arctg0.8=38.66º; cosϕ=0.78; sinϕ=0.62

S3=P3+jQ3= S3cosϕ+jS3sinϕ=7.8+j6.2

Sном ³ 10/1.5=6.67 МВA

ТДН-10000/110

Sном=10 МВA

Uвн=115кВ; Uнн=6.6 кВ.

Рх=18 кВт;Рк=85 кВт

Uк=10.5%; Ix=0.9%

Выбор трансформаторов подстанции №4

Sнагр4=S4+S5+S6+S7

S5=P/ cosϕ=0.65/0.65=1;Q5=S5 sinϕ=0.76

Sнагр4=1.4+j1.3+0.65+j0.76+1.2+j0.2+0.6+j0.1= 3.85+j2.36

Sнагр4= =4.52 МВA

Sном ³ 4.52 /1.5=3 МВA

ТМН-4000/35

Sном=4 МВA

Uвн=35кВ; Uнн=6.3 кВ.

Рх=5.6 кВт;Рк=33.5 кВт

Uк=7.5%; Ix=0.9%

Расчет параметров схем замещения линий:

Активные сопротивления линий равны:

Rл = ρ

Rл1= ∙28∙ =19.833 Ом

Rл2=28·40/120=9.333 Ом

Rл3=28·40/120=9.333 Ом

Rл4=28·45/120=10.5 Ом

Rл5= ∙28∙ =12 Ом

Rл6=28·1/95=0.295 Ом

Rл8=28·1.6/70=0.64 Ом

Rл9=28·1/70=0.4 Ом

Rл10=28·1.4/150=0.261 Ом

Для расчета погонных индуктивных сопротивлений и емкостных проводимостей определим радиус проводов. Сечение стальной части у проводов АС-120 равно 19 мм2 [1] (полный вид марки провода - АС-120/19),а у АС-35 равно 6.2. Тогда

= =6.652мм. (для АС-120/19)

= =3.621мм. (для АС-35/6.2)

- среднегеометрическое расстояние между фазами, которое для линий для 110 кВ - 5 м, для 35 кВ - 3,5 м.

Параметры хо и bo линий №1,2,3,4 составят:

Хо=0.144·lg(Dср/ )+0.0157= 0.144·lg(5000/6.652)+0.0157=0.43Ом/км

bo=7.58· /lg(Dср/ )= 7.58· /lg(5000/6.652)= 2.636· См/км

Индуктивные сопротивления и зарядные мощности этих линий:

Xл1= Хо·l/ =0.43·85/1=36.55 Ом

Xл2=0.43·40/1=17.2 Ом

Xл3=0.43·40/1=17.2 Ом

Xл4=0.43·45/1=19.35 Ом

Qз1= · bo·l· /2= ·2.636· ·1·85/2=1.355 МВар

Qз2= ·2.636· ·1·40/2=0.638 МВар

Qз3= ·2.636· ·1·40/2=0.638 МВар

Qз4= ·2.636· ·1·45/2=0.718 МВар

Параметры хо и bo линии №5 составят:

Хо=0.144·lg( / )+0.0157= 0.144·lg(3500/3.621)+0.0157=0.446Ом/км

bo=7.58· /lg( / )= 7.58· /lg(3500/3.621)= 2.539· См/км

Индуктивное сопротивление и зарядная мощность этой линии:

Xл5= Хо·l/ =0.446·30/2=6.69 Ом

Qз5= · bo·l· /2= ·2.539· ·2·30/2=0.093 МВар

Кабельные линии №6,8,9,10

Rл = r

Rл6= ∙28∙ =0.295 Ом

Rл8= ∙28∙ =0.64 Ом

Rл9=28·1/70=0.4 Ом

Rл10=28·1.4/150=0.261 Ом

Расчет параметров схем замещения подстанций.

П/С-1

ТДТН-25000/110

Sном=25 МВA

Uвн=115кВ; Uсн=38.5 кВ; Uнн=6.6 кВ.

Рх=28.5 кВт;Рк=140 кВт

Uквс=10.5%; Uквн=17.5%; Uксн=6.5%, Ix=0.7%

= ∆ + = 2∙28.5∙ +j2 25∙ = 0.057+j0.35 МВА

= 0,5( + - ),

= 0,5( + - ),

= 0,5( + - ),

,% = 0.5(10.5+17.5-6.5)=10.75 %

= 0.5(10.5+6.5-17.5)=-1 %

= 0.5(17.5+6.5-10.5)=6.75 %

Хв= × = × × =28.434 Ом

Хс= × = 0 Ом(т.к. ˂ 0 )

Хн= × = × × = 17.854 Ом

= = = ∙ = × × = 0.741 Ом

Ктрвн=Uвн/Uнн=115/6.6=17.42

Ктрвc=Uвн/Ucн=115/38.5=2.99

П/С-2 и П/С-3

ТДН-10000/110

Sном=10 МВA

Uвн=115кВ; Uнн=6.6 кВ.

Рх=18 кВт;Рк=85 кВт

Uк=10.5%; Ix=0.9%

= = ∆ + = 2∙18∙ +j2 10∙ = 3.6 ∙ + j1.8 ∙ ВА= =0.036+j0.18МВА

= ∙ = × 85 ∙ =5.621 Ом

= ∙ × = × × = 69.431 Ом

Ктр= Uвн/Uнн=115/6.6=17.42

П/С-4

ТМН-4000/35

Sном=4 МВA

Uвн=35кВ; Uнн=6.3 кВ.

Рх=5.6 кВт;Рк=33.5 кВт

Uк=7.5%; Ix=0.9%

= ∆ + = 2 ∙ 5.6 ∙ +j2 4 ∙ = 0.011 + j0.072 МВА

= ∙ = × 33.5 ∙ = 1.175 Ом

= ∙ × = × × = 11.484 Ом

Ктр= Uвн/Uнн=35/6.3=5.55

2 часть расчета: Фактическое напряжение источника питания Upэс=120 кВ. Схема замещения показана на рис.2. Перерисуем еѐ ещѐ раз, показав все искомые мощности и напряжения и пронумеровав некоторые узлы (рис.3).

Рис.3. Схема замещения сети для расчета режима

Расчет потокораспределения на разомкнутом участке от узла 2 до потребителя и определение расчетной нагрузки подстанции №2.

Sв2=S2+∆Sт2=S2+ Zт2= 8+j6+ (5.621+j69.431)= 8.046+j6.574 МВА

где - номинальное высшее напряжение электрической сети.

Sр2= Sв2+Sхх2-jQз3-jQз2=8.046+j6.574+0.036+j0.18-j0.638- j0.638=8.082+j5.478 МВА

Расчет потокораспределения на разомкнутом участке от узла 3 до потребителя и определение расчетной нагрузки подстанции №3.

Sв3=S3+∆Sт3=S3 + Zт2= 7.8+j6.2+ (5.621+j69.431)= 7.846+j6.77 МВА

где - номинальное высшее напряжение электрической сети.

Sр3= Sв3+Sхх3-jQз3-jQз4=7.846+j6.77+0.036+j0.18-j0.638-j0.718=7.918+j5.594 МВА

Расчет потокораспределения на разомкнутом участке от узла 4 до потребите- ля S1

Sн1=S1+∆Sн1= S1+ Zн1= 16+j12+ (0.741+j17.854)= 16.024+j12.59 МВА

Расчет потокораспределения на разомкнутом участке от узла 5 до потребите- лей S4,S5,S6,S7

S5=Sл8=0.65+j0.76 МВА

S9’=S9’’=S5+S6=0.65+j0.76+1.2+j0.2=1.85+j0.96 МВА

S10’=S10’’=S7+ S9’’=0.6+j0.1+1.85+j0.96=2.45+j1.06 МВА

Sл6=S4=1.4+j1.3 МВА

Sн4=Sл6+S10’’=1.4+j1.3+2.45+j1.06=3.85+j2.36 МВА

(Линии №6,8,9,10 образуют распределительную сеть, где потери мощности при расчете режима не учитываются)

Определение расчетной нагрузки подстанции №1.

Sв4= Sн4+∆Sт4= Sн4+ Zт4=3.85+j2.36+ (1.175+j11.484)= =3.87+j2.551 МВА

S5’= Sв4+Sхх4=3.87+j2.551+0.011+j0.072=3.881+j2.623 МВА

S5’’= S5’+∆Sл5= S5’+ Zл5=3.881+j2.623+ (12+j6.69)= 4.096+j2.743 МВА

Sc1=S5’’+∆Sc1=S5’’+ Zc1=4.096+j2.743+ 0.741 = 4.097+j2.743 МВА

Sв1’= Sc1+Sн1=4.097+j2.743+16.024+j12.59=20.121+j15.333 МВА

Sв1’’=Sв1’+∆Sв1=Sв1’+ 1 Sв1 2 2 U ном Zв1=20.121+j15.333+ (0.741+ +j28.434)= 20.16+j16.837 МВА

Sр1= Sв1’’+Sxx1-jQз1-jQз2=20.16+j16.837+0.057+j0.35-j1.355-j0.638 =20.217+j15.194 МВА

Расчет потокораспределения в замкнутом контуре.

Контур образован линиями №1,2,3,4.Поскольку имеется только один источник питания, то уравнительная мощность отсутствует. Рассчитаем предварительное потокораспределение без учета потерь (рис.4). Поскольку все линии контура имеют одинаковый тип и сечение, то мощности на головных участках (линии №1,4) определим по формулам:

Pл1= = = = 17.002МВт

Qл1= = = 12.46Мвар

Рис.3. Потокораспределение в контуре без учета потерь.

Pл4= = 19.215 МВт

Qл4 = = =13.806 Мвар

Где l1,l2,l3,l4-длины линий №1,2,3,4.

Определим мощность в линии №2 и №3:

Sл2=Sр1-Sл1=20.217+j15.194-17.002-j12.46=3.215+j2.734 МВА Sл3=Sр2+Sл2=8.082+j5.478+3.215+j2.734=11.297+j8.212 МВА

Для проверки по первому закону Кирхгофа определим мощность в линии №4: Sл4=Sр3+Sл3=7.918+j5.594+11.297+j8.212=19.215+j13.806 МВА

Поскольку эта мощность практически совпала со значением, полученным по правилу моментов, то предварительный расчет потокораспределения в контуре выполнен правильно. Активная и реактивная мощность меняют направление в узле 1 (между ли- ниями №1 и №2). Следовательно, в этом узле находятся точки потокораздела (см. рис. 3). Разделим контур по узлу 1. Эквивалентные разомкнутые сети показаны на рис. 4, причем нагрузка Sр1 разделена на мощности Sл1 и Sл2 Рассчитаем по-токораспределение в этих сетях с учетом потерь мощности.

S1’= Sл1=17.002+j12.46 МВА

S1’’= S1’+ Zл1=17.002+j12.46+ (19.833+j36.55) = 17.73+j13.802 МВА

Рис.4. Эквивалентные разомкнутые сети

S1н= S1’’-jQз1=17.73+j13.802-j1.355=17.73+j12.447 МВА

S2’= Sл2=3.215+j2.734 МВА

S2’’= S2’+ Zл2=3.215+j2.734+ (9.333+j17.2)=3.229+j2.759 МВА

S3’= S2’’+Sp2=3.229+j2.759+8.082+j5.478=11.311+j8.237 МВА

S3’’= S3’+ Zл3=11.311+j8.237 + (9.333+j17.2)=11.462+j8.515 МВА

S4’= S3’’+Sp3=11.462+j8.515+7.918+j5.594=19.38+j14.109 МВА

S4’’= S4’+ Zл4=19.38+j14.109+ (10.5+j19.35)= 19.879+j15.028 МВА

S4н= S4’’-jQз4=19.879+j15.028 -j0.718=19.879+j14.31 МВА

Расчет напряжений в узлах сети:

Продольная и поперечная составляющие падения напряжения в линиях №1 и 4

∆Uпр,1= = =7.134 кВ

∆Uпоп,1= = =3.119 кВ

∆Uпр,3= = =4.163кВ

∆Uпоп,3= = =1.891кВ

Тогда

U1= = = 112.909 кВ

U3 = = = 115.852 кВ

Продольная и поперечная составляющие падения напряжения в линии №3:

∆Uпр,2= = = 2.188 кВ

∆Uпоп,2 = = = 1.016 кВ

U2 = = + 1.01 = 113.669 кВ

Падения напряжения в сопротивлениях трансформатора П/С-1:

∆Uпр,4= = =4.372кВ

∆Uпоп,4 = = =4.966кВ

U4 = = = 108.651кВ

∆Uпр,тс1= = =0.028кВ(т.к.Хс1=0)

∆Uпоп,тс1 = = =-0.019 кВ

с1= + ∆ поп,тс1 = =108.623 кВ

Uc1 = c1/Kтр.вс1=108.623/2.99=36.329 кВ

∆Uпр,тн1= = =2.178 кВ

∆Uпоп,тн1= = =2.547 кВ

н1 = = =106.503

Uн1= н1/Kтр.вн1=106.503 /17.42=6.114 кВ=6.114 кВ

Номинальное напряжение на средней стороне – 35кВ,на низкой – 6кВ Следовательно, допустимый диапазон напряжений (105... 110% от номинального) составит 36.75... 38.5 кВ и 6.3…6.6 кВ. Напряжения не попали в этот диапазон. Поэтому произведем расчет регулировочных ответвлений трансформаторов.

Трансформатор ТДТН-25000/110, установленный на подстанции, имеет пределы регулирования напряжения ±9x1,77% [3] (номер отпайки может составлять от -9 до +9, а шаг регулирования равен 1,77% или 0,0177 о.е.). В качестве желаемого напряжения выберем 38.5 и 6.6 кВ и произведем расчет ответвлений:

тр.вс1 = с1/ с1 = 108.623/38.5 =2.821

рег1 = тр.вс1/Ктр.вс1.ном =1-2.821/2.99=0.057

= рег1/∆ = 0.057/0.0177=3.22

Принимаем ближайшее меньшее целое значение =3

рег1= ∆Uрег = 3·0.0177=0.053

тр.вс1 = (1- рег1) = 2.99(1-0.053)= 2.832

Uc1= с1/ тр.вс1 =108.623/2.832 = 38.356 кВ

Для низкой стороны принимаем ближайшее меньшее целое значение =3 (т.к. у 3-х обмоточных трансформаторов напряжение регулируется одновременно на средней и низкой сторонах )

рег1= ∆Uрег = 3 = 0.053

тр.вн1 = (1- рег1) = 17.42(1-0.053) = 16.497

Uн1= н1/ тр.вн1 =108.623/16.497=6.584 кВ

Падения напряжения в сопротивлениях трансформатора П/С-4:

∆Uпр,5 = = = 1.76 кВ

∆Uпоп,5 = = = -0.144кВ

U5 = = = 36.596 кВ

∆Uпр,т4 = = =0.925 кВ

∆Uпоп,т4 = = = 1.133 кВ

н4 = = =35.689 кВ

Uн4= н4 (в) U /Kтр4=35.689/5.55=6.43 кВ

Падения напряжения в сопротивлениях трансформатора П/С-2:

∆Uпр,т2 = = =4.413кВ

∆Uпоп,т2 = = =4.59кВ

н2 = = =109.352кВ

Uн2= н2 (в) U /Kтр2=109.352/17.42=6.277 кВ

Номинальное напряжение распределительной сети - 6 кВ. Следовательно, допустимый диапазон напряжений (105... 110% от номинального) составит 6.3…6.6 кВ. Напряжения на низких сторонах подстанций не попали в этот диапазон. Поэтому произведем расчет регулировочных ответвлений трансформаторов. Трансформатор ТМН-4000/35, установленный на подстанции, имеет пределы регулирования напряжения ±6x1,5% [3]. В качестве желаемого напряжения выберем 6.6 кВ и произведем расчет ответвлений:

тр2 = н2/ н2 =109.352/6.6=16.568

рег2 = тр2/Ктр2.ном = 1-16.568/17.42=0.049

= рег2/∆ =0.049/0.015=3.267

Принимаем ближайшее меньшее целое значение =3

рег2= ∆Uрег = 3·0.015=0.045

тр.2 = (1- рег2) =17.42 (1-0.045)= 16.636

Uн2= н2/ =109.352/16.636=6.573 кВ

Напряжение на низкой стороне подстанции попало в допустимый диапазон.

Падения напряжения в сопротивлениях трансформатора П/С-3:

∆Uпр,т3= = = 4.438кВ

∆Uпоп,т3 = = = 4.374кВ

н3 = = =111.5 кВ

Рассчитаем напряжения в распределительной сети. Падения напряжения в линиях №6,8,9,10 (учитывается только продольная составляющая падения напряжения, которая вычисляется по номинальному напряжению):

∆U6 = = =0.0688 кВ (т.к. Xл6=0)

∆U8= = =0.0693кВ (т.к. Xл8=0)

∆U9= = =0.1233 кВ (т.к. Xл9=0)

∆U10 = = = 0.1066 кВ (т.к. Xл10=0)

где Uном3 - номинальное напряжение распределительной сети. Тогда оставшиеся напряжения равны:

U6=Uн4-∆U6=6.43-0.0688=6.361 кВ

U10=Uн4-∆U10=6.43-0.1066=6.323 кВ

U9=U10-∆U9=6.323-0.1233 =6.2 кВ

U8=U9-∆U8=6.2-0.0693=6.131 кВ

Список литературы

1. Идельчик, В. И. Электрические сети и системы: Учебник для вузов. – М. : Энергоатомиздат, 1989. – 582 с.

2. Справочник по проектированию электрических сетей / Под ред. Д. Л. Файбисовича. – М. : НЦ ЭНАС, 2005. – 320 с.

3. Гиршин, С. С., Тевс, В. В. Методические указания к самостоятельной работе студентов по дисциплине «Электроэнергетика (Электрические системы и сети)». – Омск. – 2007. – 17 с.