Электротехника → Электрические сети
Артикул: тоэ62
Автор решения: admin
Электрические сети и системы. Курсовая. Для заказа подобной работы нужно нажать "заказать подобную работу" указать свой вариант (для ИжГСХА)…
Электрические сети и системы. Курсовая.
Для заказа подобной работы нужно нажать "заказать подобную работу"
-
указать свой вариант (для ИжГСХА) (стоимость 700р)
-
выслать свою расчетную схему и вводные данные (для других ВУЗов)
Решение задачи
Введение ……………………………………………………………………2
1. Расчет мощности подстанции 110/10 кВт. Выбор типа
трансформатора…..………………………………………..………..………..6
2. Электрический расчет сети 110 кВт………..…………...…………………….8
2.1. Схема замещения и её параметры ……..…………………..…...……9
2.2. Расчетные схемы………………….………………...……..…………15
2.3. Распределение активных и реактивных мощностей……….……… 17
2.4.Напряжение в различных точках электропередач………….……….. 22
2.5.Выбор коэффициента трансформации силовых трансформаторов…26
3. Электрический расчет распределительной сети 10 кВт…………..….…….28
3.1. Выбор сечения проводов………………………………...…………..38
3.2. Определение максимальных потерь напряжения……………..…...32
3.3. Проверка сети по допустимым отклонениям напряжения……..….33
Заключение…………………………………………………………………...…..37
Используемая литература…………………………………………..…………...38
3. Параметры подстанций 110/10 кВ:
3.1 Уровни напряжений на шинах системы: 
кВ ; 
кВ
3.2. Подстанция №1: а) номинальная мощность трансформаторов 
МВА
3.3. Подстанция №2: а) номинальная мощность трансформаторов 
МВА
3.4. Подстанция №3: а) 
МВА; 
; б)желаемый уровень напряжения на шинах НН: 
кВ ; 
кВ
4. Параметры распределительных линий, отходящих от подстанции №3
4.1. Длины участков: 
км; 
км; 
км;
кВА; 
;
кВА; 
; г) 
кВА; 
;
кВА; 
; е) 
кВА; 
- коэффициент одновременности для расчета сетей 6-35 кВ. Принят для 6 потребительских подстанций. Принят из таблицы раздела 3; при известных значениях S и cosφ для каждой нагрузки определяем P и Q по формулам
Активное сопротивление схемы замещения двухобмоточного трансформатора Rт (Ом) приведенное к номинальному напряжению со стороны ВН (высшего напряжения)
Активное сопротивление схемы замещения двухобмоточного трансформатора Rт (Ом) приведенное к номинальному напряжению со стороны ВН (высшего напряжения)
Активные сопротивления R1Т, R2Т и R3Т лучей звезды в схеме замещения трехобмоточного трансформатора (приложение Д) находят по общему активному сопротивлению трансформатора (4.3).
При соотношении мощностей обмоток 100/100/100% (соответствует заданию в курсовой работе):
где uк(1-2), uк(1-3) и uк(2-3) - каталожные значения напряжений короткого замыкания, %, для соответствующих пар обмоток;
Потери мощности ΔSТ (МВА) в «n» параллельно работающих двухобмоточных трансформаторах определяют по формулам:
Для ПС2: потери мощности (МВА) параллельно работающих трехобмоточных трансформаторах находят по формуле
При соотношении мощностей обмоток 100/100/100% потери ΔРк (кВт), соответствующие лучам схемы замещения, определяются по каталожным значениям потерь короткого замыкания для пар обмоток:
ΔРк вн = 0,5(ΔРк вн-сн + ΔРк вн-нн - ΔРк сн-нн);
ΔРк сн = 0,5(ΔРк вн-сн + ΔРк сн-нн - ΔРк вн-нн);
ΔРк нн = 0,5(ΔРк вн-нн + ΔРк сн-нн - ΔРк вн-сн).
Т. к. в справочных данных указано только значение ΔРк вн-нн, то потери короткого замыкания всех обмоток одинаковы и равны 0,5 ΔРк вн-нн.
Аналогично по каталожным значениям напряжений короткого замыкания (%) для пар обмоток uк(13), uк(12), uк(23) определяются напряжения короткого замыкания для лучей схемы замещения:
Умножив удельные параметры линии на длину(км), можно определить соответствующие параметры линии замещения:
Зарядные мощности участков ЛЭП в курсовой работе допускается определять по номинальному напряжению Uном (кВ) линии, т.е.
2.2 Расчетные схемы.
Определяем нагрузки подстанций №1-№3, приведенные к стороне ВН, по формуле :
Śпр1= (P1нн + ΔPТ1 ) + j(Q1нн + ΔQТ1); (2.4)
Śпр2 = (P2нн + P2сн + ΔPТ2 ) + j(Q2нн + Q2сн + ΔQТ2); (2.5)
Śпр3= (P3нн + ΔPТ3 ) + j(Q3нн + ΔQТ3). (2.6)
2.3. Распределение активных и реактивных мощностей
Определим передаваемую мощность на промежуточном участке
2.4.Напряжение в различных точках электропередач
Исходными данными для определения напряжений в различных точках электропередачи являются: уровни напряжения на шинах системы Uс в максимальном и минимальном режимах и результаты расчета окончательного потокораспределения.
Расчет падений напряжения на элементах линии электропередачи будем вести по данным начала участка в следующей последовательности:
Продольная составляющая падения напряжения на участке С-1
2.5.Выбор коэффициента трансформации силовых трансформаторов
Предполагается, что на питающих подстанциях установлены трансформаторы с переключением ответвлений под нагрузкой (РПН). Требуется подобрать необходимые ответвления, которые бы обеспечивали желаемые уровни вторичного напряжения на подстанции № 3.
Коэффициенты трансформации, соответствующие этим уровням, определяют по уравнениям:
Kж100% = U1макс / U`2ж;
Kж25% = U1мин / U``2ж,
где Kж100% и Kж25% - коэффициенты трансформации в максимальном и минимальном режимах, соответствующие желаемым условиям напряжения;
U`2ж и U``2ж -желаемые уровни напряжения на шинах НН ПС №3 соответственно в максимальном и минимальном режимах (табл. 2.2);
U1макс и U1мин - напряжения соответственно в максимальном и минимальном режимах на шинах ВН подстанции №3 (точка 3).
Имея желаемые значения коэффициентов трансформации и значения коэффициентов, соответствующих различным ответвлениям, выбирают необходимые положения РПН трансформаторов. Следует отметить, что диапазоны и ступени регулирования РПН зависят от класса напряжения и мощности трансформаторов и определяются по каталожным данным трансформаторов. Кроме того, для каждого конкретного типа трансформаторов значения этих величин указаны в соответствующих стандартах.
Ввиду того что желаемые коэффициенты трансформации будут несколько отличаться от стандартных, следует определить действительные уровни напряжений на шинах НН расчетной подстанции №3, то есть
U2макс = U1макс / kмакс;
U2мин = U1мин / kмин,
где kмакс и kмин коэффициенты трансформации для максимального и минимального режимов, соответствующие выбранным ответвлениям.
Сперва определим расстояния от узлов нагрузки на магистрали до соответствующего источника питания (точки А и В)
Провод выбираем из условия механической прочности для отпаек не менее 35мм2, для магистрали 70мм2.
Определяем активные и индуктивные сопротивления участков линии по формуле R=r0*L и Х=х0*L по известным длинам участков и удельным параметрам проводов для выбранных стандартных сечений.
3.2. Определение максимальных потерь напряжения
Расчитываем потери нарпяжения до точки потокораздела и до концевых точек ответвлений
3.3. Проверка сети по допустимым отклонениям напряжения
По рассчитанным действительным уровням напряжений на шинах НН подстанции №3 определяем отклонения напряжения на шинах 10 кВ в режиме максимальных (100%) и минимальных (25%) нагрузок:
Послеаварийный режим рассчитываем при условии прекращения питания со стороны головного участка В (шины НН соседней подстанции). В этом случае будем иметь линию с односторонним питанием от шин НН подстанции №3 (точка А), а наиболее удаленной нагрузка Ś6.
Определяем потокораспределение в линии для послеаварийного режима, двигаясь от конца линии к её началу:
составим таблицу отклонений напряжения для послеаварийного режима работы линии 10 кВ в той же последовательности, что и для режима двухстороннего питания. При этом на зажимах удаленного потребителя могут быть допущены отклонения напряжения, равные (-10%).
Выбранные сечения проводов линии 10 кВ в послеаварийном режиме проверяются также по условиям допустимого нагрева на каждом из участков линии по формуле (5.5). Например, для участка А-1 указанное условие будет иметь вид:
Для сечения провода 70мм² допустимый ток - 265 А, для сечения 95мм² - 330А.
В нашем случае площадь сечения 
мм² , значит марка провода выбрана правильно.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
В ходе выполнения курсовой работы я освоил методику расчета кольцевой линии (расчет нагрузок и потерь мощности на участках ВЛ 10 кВ и ВЛ 110 кВ), а также закреплен порядок составления таблиц отклонения напряжения в элементах сети.
Результаты расчётов показали, что уровни напряжений у потребителей, подключенных к ТП №1 10/0,38 кВ (ближайшая к шинам подстанции №3110/10 кВ) и к ТП №6 (наиболее удаленная в нормальном режиме от шин подстанции №3110/10 кВ) полностью соответствует требованиям ГОСТ 13109-97 как для нормального, так и для аварийного режимов работы трансформатора ТП №3.