Некоммерческое акционерное общество
АЛМАТИНСКИЙ ИНСТИТУТ ЭНЕРГЕТИКИ И СВЯЗИ
Кафедра электрических станций, сетей и систем
РАСЧЕТ И ПРОЕКТИРОВАНИЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ
СЕТЕЙ И СИСТЕМ
Методические указания и задание к курсовой работе
для студентов всех форм обучения специальности 050718 – Электроэнергетика.
Алматы 2008г
СОСТАВИТЕЛИ: В.Н.Сажин, Г.Х. Хожин. Расчет и проектирование электрических сетей и систем. Методические указания и задание к курсовой работе для студентов всех форм обучения специальности 050718 – Электроэнергетика. Алматы: АИЭС, 2008. - 28 с.
Методические указания содержат общие положения к выполнению работы, указания к оформлению. Рассматриваются вопросы выбора рациональной конфигурации электрической сети, выбора сечений проводов, трансформаторов на подстанциях. Даны указания по расчету и анализу рабочих режимов выбранного варианта. Приведен пример расчета электрической сети, дано задание на курсовую работу, а также необходимые справочные материалы.
Введение
Цель методических указаний – помочь студентам в выполнении курсовой работы по дисциплине «Расчет и проектирование электрических сетей и систем». Выполнение курсовой работы способствует углублению и закреплению знаний, полученных студентами по основной и смежным дисциплинам, развивает навыки самостоятельной работы.
Основной целью является изложение в сжатой форме рекомендации по проектированию электрических сетей.
В указаниях излагаются основные вопросы, которые затрагиваются при выполнении работы, а именно: выбор конфигурации электрической сети, выбор номинального напряжения, выбор сечений проводов и трансформаторов, расчет рабочих режимов электрической сети и регулировани напряжения.
В работу включен пример расчета электрической сети, справочные материалы, необходимые для выбора основных элементов электрической сети. Кроме того, даны варианты заданий для выполнения курсового проекта.
1 Исходные данные и содержание работы
Основной задачей курсовой работы является разработка проекта электрической сети с номинальным напряжением 110-220 кВ, включающей 4 узла нагрузки, питающихся от подстанции энергосистемы, расположенной в пункте с координатами Х=0, Y=0.
В задании, приведенном в приложении А, указываются следующие исходные данные:
- характеристики нагрузок электрической сети: активная мощность, потребляемая в максимальном и минимальном режимах, коэффициенты мощности нагрузок, состав нагрузок по категориям требуемой надежности электроснабжения;
- координаты нагрузочных узлов в масштабе 1мм:1км.
В работе рассматриваются следующие основные разделы:
а) составление и выбор целесообразных вариантов схем электрической сети и выбор номинального напряжения;
б ) предварительный расчет мощностей на участках сети;
в) выбор типа и мощности трансформаторов и автотрансформаторов на подстанциях;
г) выбор сечений проводов ВЛ;
д) расчет основных режимов работы электрической сети и определение их параметров.
2 Требования к оформлению работы
Курсовая работа должна содержать расчеты, обоснования принимаемых решений, а также необходимые материалы: схемы, таблицы, графики и т.п.
Объем пояснительной записки должен составлять примерно 30-35 листов машинописного текста.
В начале каждой главы необходимо сформулировать задачу, указать исходные данные для расчетов, описать последовательность и методику решения, основные используемые формулы. Далее приводятся числовые результаты расчетов, их анализ и краткие выводы по данной главе.
Приводимые в пояснительной записке расчеты должны иметь расчетные формулы (со ссылкой на литературу), численные значения входящих в них величин, окончательный результат (без промежуточных вычислений) с обязательным указанием размерности. Если в данном расчете есть много аналогичных расчетов, то можно выполнить расчет только для одного случая, а результаты подобных расчетов объединить в наглядную таблицу.
3 Определение расчетных нагрузок для требуемых режимов работы
В задании на курсовую работу приводятся значения максимальной активной мощности, величина коэффициента мощности нагрузок и отношение Рmin\ Pmax. Нормативный коэффициент мощности на шинах высокого напряжения подстанций принимается равным соsφн = 0.93, что соответствует tgφн=0.4.
Исходя из этого, необходимо предусмотреть на всех подстанциях установку компенсирующих устройств, мощность которых определяется по формуле
Qнуi=Pmax (tgφi –tgφн) (3.1)
где Рmax- мощность нагрузки в максимальном режиме;
tgφi- коэффициент мощности, соответствующий заданному cosφ нагрузок.
Реактивная мощность, потребляемая с шин низкого напряжения, равна
Qpi=Qi-Qнуi . (3.2)
Найденные расчетные мощности используются при проведении приближенных электрических расчетов сетей сравниваемых вариантов и уточненного расчета экономически целесообразного варианта.
4 Выбор целесообразной конфигурации и номинального напряжения сети
При проектировании электрической сети источники питания можно различным образом соединять линиями с потребителями, а последние между собой. При этом схемы электрической сети должны с возможно меньшими затратами обеспечить необходимое качество электроэнергии у потребителей, требуемую надежность электроснабжения, приемлемые технико-экономические показатели.
В проектной практике для получения рациональной и оптимальной конфигурации сети обычно используется вариантный метод, состоящий в том, что для заданного расположения потребителей и источников питания намечается несколько возможных вариантов сети. Из них лучший определяется путем непосредственного сопоставления технико-экономических показателей. Однако, намечаемые варианты не должны быть случайными, так как их сопоставление позволит выбрать лучший из числа построенных вариантов, но не из реально возможных. Поэтому каждый вариант необходимо намечать на основании общих инженерных соображений, например, разомкнутая сеть, кольцевая, резервированная и т.п. Таким образом, творческий элемент в проектировании электрической сети на данном этапе состоит в исключении чрезмерно большого числа вариантов за счет отказа от бессмысленных и нереальных.
Конфигурация намечаемой электрической сети определяется в значительной степени условиями надежности электроснабжения. В соответствии с ПУЭ (1) нагрузки I категории должны обеспечиваться электроэнергией от двух независимых источников питания и при их электроснабжении допускается перерыв только на время автоматического включения резервного питания. Для такого потребителя необходимо, в большинстве случаев, предусматривать питание по двум отдельным линиям, т.к. двухцепная ВЛ при повреждении опор из-за ветра, гололеда и т.п.- необеспечивает необходимой степени надежности. Для потребителей II категории допускается питание по двухцепной линии. Для электроприемников III категории достаточно предусмотреть питание по одной линии электропередачи. В связи с необходимостью учета фактора надежности электрические сети могут быть резервированными, содержащими двухцепные ВЛ и кольцевые схемы. Также могут быть и не резервированные, т.е. сети, выполненные без резервных линий.
Для заданного расположения потребителей и источника питания следует наметить минимум два варианта конфигурации сети. Намеченные варианты конфигурации сети в масштабе вычерчиваются на листе миллиметровой бумаги с указанием номеров узлов и категорий нагрузок, длины линий.
Пример:
Известно следующее месторасположение потребителей и источника питания А (рисунок 1), Во всех узлах имеются потребители I категории.
Рисунок 1
Возможные варианты схем электрической сети.
Рисунок 2
Рисунок 3
Предварительно составим таблицу.
Т а б л и ц а 1
№ Варианта |
Суммарные длины ВЛ, км |
1 2 |
294 309 |
Исходя из суммарной длины линии электропередачи целесообразно выбрать вариант 1 (рисунок 2).
Для выбранного варианта сети намечаются возможные величины номинальных напряжений. При этом, следует иметь ввиду, что не обязательно вся сеть рассматриваемого района должна выполняться линиями одного номинального напряжения. Экономическая область применения линий каждой ступени напряжения определяется на основе имеющегося опыта проектирования и эксплуатации электрических сетей. Для ориентировочного выбора номинального напряжения линий сети можно пользоваться данными, приведенными в таблице 2. Данные таблицы относятся к одноцепным линиям. С их помощью устанавливаются границы экономически целесообразного применения того или иного напряжения, оцениваемые по длине линии и передаваемой по ней мощности.
Т а б л и ц а 2
Номинальное напряжение, кВ |
Передаваемая мощность на одну цепь, МВт |
Длина линии, км |
110 220 |
20 – 70 70 – 150 |
100 – 30 150 – 100 |
5 Выбор типа мощности трансформаторов и автотрансформаторов на подстанциях
Выбор числа трансформаторов (автотрансформаторов) зависит от требования надежности электроснабжения питающихся подстанций потребителей и является технико-экономической задачей. В проекте выбор числа и мощности трансформаторов на понижающих подстанциях рассматривается с общих позиций и режимы их работы детально не прорабатываются.
Количество трансформаторов (автотрансформаторов), устанавливаемых на подстанциях всех категорий, принимается, как правило, не более двух.
На подстанциях с высшим напряжением 220 кВ и выше для связи электрических сетей и их элементов с различным номинальным напряжением, как правило, устанавливаются автотрансформаторы, которые обладают рядом преимуществ по сравнению с трансформаторами (меньший вес, стоимость и потери при той же мощности).
При установке двух трансформаторов (автотрансформаторов) и отсутствии резервирования по сетям среднего и низшего напряжений мощность каждого из них выбирается с учетом нагрузки трансформатора не более 70% суммарной максимальной нагрузки подстанций в номинальном режиме, и из условия покрытия нагрузки потребителей при выходе из работы одного трансформатора с учетом допустимой перегрузки до 40 %. Согласно ПУЭ /I/ трансформаторы в аварийных режимах допускают перегрузку до 140% на время максимума нагрузки не более 6 часов в течение 5 суток. Таким образом, желаемая мощность трансформатора выбирается по выражению
Sт = (5.1)
При выборе автотрансформаторов следует считаться с тем, что мощность обмотки низшего напряжения определяется типовой мощностью трансформатора
Sт =α Sном
где a - коэффициент выгодности автотрансформатора.
После определения мощности трансформатора выбирается стандартный трансформатор большей номинальной мощности и проверяется его коэффициент загрузки
где n – число трансформаторов.
Трансформаторы и автотрансформаторы принимаются со встроенным регулированием напряжения под нагрузкой (РПН).
6 Выбор сечений проводов
Критерием выбора сечения проводов является минимум приведенных затрат. В практике проектирования линий массового строительства выбор сечения проводов производится не сопоставительным технико-экономическим расчетом, а по нормируемым обобщенным показателям.
В настоящее время в качестве такого показателя при проектировании воздушных линий 35-750 кВ используются экономические токовые интервалы каждой марки провода для ВЛ разных напряжений, определенных с учетом унификации конструкций ВЛ.
Сечения проводов выбираются по таблице в зависимости от напряжения, расчетной токовой нагрузки (без учета роста нагрузок), района по гололеду, материала и ценности опор.
Выбранное сечение провода должно быть проверено по допустимой токовой нагрузке по нагреву
Iр ≤ Iдоп (6.1)
где I- расчетный ток;
I- допустимый длительный ток.
В таблице 3 приведены допустимые длительные токи для сталеалюминиевых проводов вне помещений.
Т а б л и ц а 3
Номинальное сечение, мм |
Длительный допустимый ток, А |
Номинальное сечение, мм |
Длительный допустимый ток, А |
70/11 95/16 120/19 120/27 150/19 150/24 150/34 185/24 185/29 185/43 |
265 330 390 375 450 450 450 520 510 515 |
240/32 240/39 240/56 300/39 300/48 300/66 330/27 400/22 400/51 400/64 |
605 610 610 710 690 680 730 830 825 860 |
Проверке по условиям коронирования подлежат воздушные линии 110 кВ и выше, прокладываемые по трассам с отметками выше 1500 м над уровнем моря. При более низких отметках проверка не производится, так как экономические интервалы токов подсчитаны для сечений, равных или больших минимально допустимых по условию короны.
Проверка по допустимым потерям и отклонениям напряжения ВЛ 35 кВ и выше не подлежат, так как повышение уровня напряжения путем увеличения сечения провода таких линий, по сравнению с применением трансформаторов с РПН или средств компенсации реактивной мощности экономически не оправдывается.
7 Составление схем первичных соединений подстанций
В курсовой работе для районной электрической сети схемы подстанций выбираются упрощенно. Составленная ранее конфигурация сети с указанием номинальных напряжений отдельных ее линий позволяет устанавливать типы отдельных трансформаторных подстанций, их схему соединения и на этой основе разработать полную схему электрических соединений проектируемой сети.
При выполнении курсового проекта условно принимается, что проектируемая сеть присоединяется к распределительному устройству 110 -220 кВ источника питания, где имеются две системы сборных шин и обходная система с шиносоединительным и обходным выключателем.
По способу присоединения подстанции подразделяются на:
а) тупиковые, включаемые в конце радиальной линии;
б) проходные (транзитные), включаемые в рассечку проходящей линии;
в) ответвительные, присоединенные к одной или двум проходящим линиям.
При выборе схемы подстанции необходимо учитывать число присоединений "n" линий и трансформаторов, требование надежности и простоту эксплуатации.
Тупиковые одно-двухтрансформаторные подстанции (рисунок 4) выполняются с выключателями со стороны высшего напряжения. Перемычки со стороны шины двухтрансформаторной подстанции могут быть выполнены автоматически на отделителях с приводом двухстороннего действия или неавтоматическими, выполненными из двух разъединителей.
Для проходных подстанций напряжением 110 кВ (рисунок 5) при числе присоединений до 6 применяется схема - одна секционированная выключателем и обходная система шин с выключателями в цепях трансформаторов с совмещенным секционным и обходным выключателем.
Проходные подстанции напряжением 220 кВ (рисунок 6) выполняются по схеме - одна секционированная выключателем и обходная система шин с выключателями в цепях трансформаторов, с совмещенным секционным и обходным выключателем.
При числе присоединений 7 и более применяют схему - две рабочие и одна обходная системы шин (рисунок 7). Для транзитных подстанций, входящих в замкнутую (кольцевую) сеть, применяются мостиковые схемы (рисунок 8).
На основании вышеизложенного необходимо составить схемы электрических соединений двух выбранных вариантов для проведения технико-экономических расчетов. Разработанные схемы должны быть представлены в пояснительной записке.
Схема тупиковой подстанции
Рисунок 4
Схема проходной подстанции 110 кВ
Рисунок 5
Схема проходной подстанции 220 кВ при n= 6
Рисунок 6
Схема подстанции 110-220 кВ при n ›7
Рисунок 7
Схема мостика
Рисунок 8
8 Уточненный расчет установившихся режимов работы сети
При выполнении курсовой работы необходимо оценивать условия, в которых будут работать потребители и оборудование сети. Такие оценки дают возможность предусмотреть меры обеспечения предполагаемого режима сети для ее оборудования. Определение параметров режима составляет задачу расчета режима электрической сети.
Для проведения уточненного расчета составляется полная схема замещения электрической сети, которая получается в результате объединения схем замещения отдельных элементов сети в соответствии с последовательностью соединения этих элементов в рассматриваемой сети. Эту схему сети называют расчетной.
В расчетную схему электрической сети входят линии электропередачи с П - образными схемами замещения, в параллельных ветвях которых учитывается только емкостная проводимость. Трансформаторы и автотрансформаторы замещаются Г-образными схемами и трехлучевыми, причём их проводимости учитываются в виде дополнительной нагрузки – ΔPхх+jΔQхх.
В работе необходимо произвести электрический расчет для нормального (максимальный и минимальный) и одного наиболее тяжелого послеаварийного режима.
Для расчета сети необходимо использовать мощности нагрузок, определённые в разделе 3, а напряжение на шинах источника питания для режима максимальных нагрузок принять равным 1,05 номинального напряжения сети.
Расчет режимов проектируемой сети осуществляется с помощью программы RASTR.
Комплекс программ RASTR предназначен для расчета и анализа установившихся режимов электрических систем на ПЭВМ IBМ PC и совместимых с нею. RASTR позволяет производить расчет, эквивалентирование и утяжеление режима, обеспечивает возможности экранного ввода и коррекции исходных данных, быстрого отключения узлов и ветвей схемы, имеет возможности районирования сети, так же предусмотрено графическое представление схемы или отдельных ее фрагментов вместе с практически любыми расчетными и исходными параметрами.
9 Пример расчета электрической сети
Задание. Произвести приближенный электрический расчет сети с Uн=110 кВ изображенной на рисунке 9:
1. Найти распределения мощности по участкам.
2. Выбрать сечения проводов.
3. Выбрать тип и мощность трансформатора.
Рисунок 9
Для расчета сети принимаем условие равенства сечений проводов на всех участках сети. Разрезаем сеть в точке “А” и представляем как линию с двусторонним питанием.
Рисунок 10
Определяем нагрузки в узлах 3 и 1.
Ś΄3= Ś3+ Ś4= 23 + j15 + 20 + j12 = 43 + j27 МВА
Ś΄1= Ś1+ Ś2= 18 + j14 + 20 + j15 = 38 + j29 МВА
Определяем мощность на участке А-3.
SА-3=
== 45 + j30 МВА
Мощности на остальных участках.
Ś3-1= ŚА-3- Ś΄3= (45 + j30) – (43 + j27) = 2 + j3 МВА
ŚА'-1= Ś΄1 – Ś3-1 = (38 + j29) – (2 + j3) = 36 + j26 МВА
Результаты расчетов наносим на схему рисунка.
Рисунок 11
Выбираем сечение провода.
Определяем токи на участках сети.
,
,
,
,
.
По таблице выбираем сечение проводов.
Участок 1-2 АС70/11 Iдоп= 265 А
Участок 3-4 АС70/11 Iдоп= 265 А
Участок А-3 АС240/39 Iдоп= 610 А
Участок 3-1 АС70/11 Iдоп= 265 А
Участок А΄-1 АС185/29 Iдоп= 510 А
Расчетные данные проводов приводим в таблице 4.
Т а б л и ц а 4
Учас-ток |
Марка провода |
Длина, км |
r, Ом/км |
х, Ом/км |
в·10, См/км |
R+jХ , Ом |
Iдоп, А |
1-2 3-4 А-3 3-1 А΄-1 |
АС70/11 АС70/11 АС240/39 АС70/11 АС185/29 |
30 25 30 45 40 |
0,42 0,42 0,12 0,42 0,16 |
0,444 0,444 0,405 0,444 0,413 |
2,55 2,55 2,75 2,55 2,81 |
12+j13,3 10,5+j11,1 3,6+j12,5 18,9+j19,9 6,4+j16,5 |
265 265 610 265 510 |
Выбираем типы и мощности трансформаторов на подстанциях.
Подстанция 1.
Мощность потребляемая с шин подстанций
Ś1= 18 + j14 =22,8 МВА.
Определяем мощность трансформаторов
S= = 16,2 МВА.
По таблице Б.1 выбираем 2 трансформатора типа ТДН-16000/110 и проверяем по коэффициенту загрузки
Кз= = 22,8/2*16 = 0,71.
Паспортные данные трансформатора:
Sн = 16000кВА, Uк%= 10,5%, DРк= 85 кВт, DPхх=19 кВт, Iхх%= 0,7%, Rт= 4,38 Ом, Xт= 86,7 Ом, DQхх= 112.
Аналогично выбираем трансформаторы на остальных подстанциях, и результаты сводим в таблицу 5.
Т а б л и ц а 5
№ п |
Sнагр |
Тип трансформатора |
Uк% |
DРк, кВт |
DPхх кВт |
DQхх квар |
Rт Ом |
Xт Ом |
Кз |
1 |
22,8 |
2*ТДН-16000/110 |
10,5 |
85 |
19 |
112 |
4,38 |
86,7 |
0,71 |
2 |
25 |
2*ТДН-16000/110 |
10,5 |
85 |
19 |
112 |
4,38 |
86,7 |
0,71 |
3 |
27,4 |
2*ТДН-16000/110 |
10,5 |
85 |
19 |
112 |
4,38 |
86,7 |
0,71 |
4 |
23,3 |
2*ТДН-16000/110 |
10,5 |
85 |
19 |
112 |
4,38 |
86,7 |
0,71 |
10 Задание к курсовой работе
Исходные данные для выполнения курсовой работы строго индивидуализированы и представлены в приложении А. Каждый студент определяет свой вариант задания в зависимости от учебного года изучения данной дисциплины по трем признакам – последней и предпоследней цифрам шифра и первой букве своей фамилии.
Задание на курсовую работу состоит из трех групп данных:
I группа – значения максимальных нагрузок, отношение максимальных нагрузок к минимальным;
II группа – координаты 1,2 нагрузочных узлов;
III группа данных – координаты 3, 4 нагрузочных узлов и климатический район по гололеду.
Общими данными для всех студентов являются:
а) коэффициент мощности нагрузок cosφ = 0,85;
б) нормативные коэффициенты мощности нагрузок и центра питания cosφ= 0,93;
в) во всех нагрузочных узлах принимается следующий процентный состав (от максимальной мощности потребителей) по категориям:
I категория – 20 %,
II категория – 60 %,
III категория – 20 %.
Согласно таблице А.1 по последней цифре шифра (номера зачетной книжки) с учетом года изучения дисциплины устанавливается номер варианта исходных данных первой группы.
Аналогично, согласно таблице А.2, устанавливаются по последней цифре шифра номер варианта исходных данных второй группы и согласно первой букве фамилии, по таблице А.3 – номер варианта исходных данных третьей группы.
Приложение А
Т а б л и ц а А. 1
Учебный год |
Последняя цифра шифра |
|||||||||
0 |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
2007/2008 2008/2009 2009/2010 2010/2011 2011/2012 2012/2013 |
X VIII III X VIII III
|
I VII VI I VII VI |
II VI V II VI V |
III V VII III V VII |
IV IV IV IV IV IV |
V III II IV IV IV |
VI II X VI II X |
VII I IX VI II X |
VIII X I VI II X |
IX IV VII IX IV VII |
Т а б л и ц а А.2
Учебный год |
Предпоследняя цифра шифра |
|||||||||
|
0 |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
2007/2008 2008/2009 2009/2010 2010/2011 2011/2012 2012/2013 |
X IX V X IX V |
I VIII IV X IX V
|
II VI VII II VI VII
|
III VI VIII III VI VIII
|
IV V IX IV V IX |
V IV X V IV X
|
VI III I VI III I
|
VII II II VII II II |
VIII I III VIII I III
|
IX X IV IX X IV |
Т а б л и ц а А.3
Учебный год |
Первая буква фамилии |
|||||||||
|
А,Д |
В,Г, Я |
Б,Е |
Ж,З, И,Л |
К,Ы |
М,О |
П,Н |
Р,Т, У,Ф |
С,Ч |
Х,Ц Ш,Щ, Э,Ю |
2007/2008 2008/2009 2009/2010 2010/2011 2011/2012 2012/2013
|
X II V X II V
|
I III IV X II V
|
II IV VII II IV VII |
III V VIII III V VIII
|
IV VI IX IV VI IX
|
V VII X V VII X
|
VI XIII I VI XIII I
|
VII IX II VII IX II
|
VIII X III VIII X III |
IX I IV VIII X III |
Таблица А.4 - Варианты заданий на курсовое проектирование
№ Вар. |
I группа данных (выбирается по последней цифре шифра) |
II группа данных (выбирается по предпоследней цифре) |
III группа данных (выбирается по первой букве фамилии студента) |
||||||||||||
|
Р1 Мвт |
Р2 Мвт |
Р3 Мвт |
Р4 Мвт |
Отн. Рmin/Pmax |
1 |
2 |
Tmax |
3 |
4 |
Климатич. район |
||||
X |
Υ |
X |
Υ |
|
X |
Υ |
X |
Υ |
|||||||
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 |
35 40 35 40 50 60 75 65 70 75 |
60 50 45 35 25 40 35 40 35 30 |
80 75 60 70 70 45 40 40 60 35 |
25 40 65 40 35 50 65 35 45 50 |
0,7 0,85 0,7 0,65 0,8 0,85 0,6 0,75 0,8 0,75 |
45 -45 -45 45 15 -15 -15 15 10 -45 |
15 15 -15 -15 45 45 -45 -45 45 10 |
25 -25 -25 25 55 -55 -55 55 50 -30 |
55 55 -55 -55 25 25 -25 -25 30 50 |
5100 5600 6000 6500 4000 4500 5500 3500 4800 6200 |
20 -20 20 -20 -35 35 -35 35 40 30 |
-35 -35 35 35 20 20 -20 -20 0 30 |
-15 15 -15 15 -55 55 -55 55 40 0 |
-55 -55 55 55 -15 -15 15 15 40 0 |
1 2 3 4 4 3 2 1 1 3 |
Приложение Б
Т а б л и ц а Б.1 - Трехфазные двухобмоточные трансформаторы 110 кВ
Тип трансформатора |
S, МВА |
Пределы регулиро-вания, % |
Каталожные данные |
Расчетные данные |
|||||||
U,обмоток, кВ |
U,% |
ΔРк, кВт |
ΔРх кВт |
I,% |
R, Ом |
Х, Ом |
ΔQкВар |
||||
В,% |
Н |
||||||||||
ТДН-10000/110 ТДН-16000/110 ТРДН-25000/110
ТРДН-40000/110ТРДНС-40000/110 ТД-40000/110 ТРДЦН-63000/110 ТРДЦН-80000/110 ТДЦ-80000/110 ТДЦ-125000/110 ТДЦ-200000/110 ТРДЦН-125000 ТДЦ-250000 ТДЦ-400000 |
10 16 25
40 40 40 63 80 80 125 200 125 250 400 |
±9х1,78 ±9х1,78 -
- - ±2х2,50 ±9х1,78 - ±2х2,50 - - ±9х1,78 ±2х2,50 - |
115 115 -
- - 121 115 121 121 - - 115 121 121 |
6,6:11 - 6,3\6,3:6,3\10,5: 10,5\10,5 - - 3,15:6,3:10,5 6,3\6,3:6,3\10,5 10,5\10,5:6,3:6,3 6,3:10,5:13,8:3,15 10,5:13,8 13,8:15,75:18 10,5\10,5 15,75 20 |
10,5 - -
10,5 16,0 10,5 - - - - - - - - |
60 85 120
172 175 160 260 310 310 400 550 400 640 900 |
14 19 27
36 42 50 59 70 70 120 170 100 200 320 |
0,7 0,7 0,7
0,65 0,70 0,65 0,60 0,60 0,60 0.55 0,50 0,55 0,5 0,45 |
7,95 4,38 2,54
1,40 1,44 1,46 0,87 0,60 0,77 0,37 0,20 0,4 0,15 0,08 |
139 86,7 55,9
34,7 52,8 38.4 22,0 17,4 19,2 12,3 7,7 11,1 6,1 3,8 |
70 112 175
260 280 260 410 480 480 687,5 1000 687,5 1250 1800 |
Т а б л и ц а Б.2 - Трехфазные трехобмоточные трансформаторы 110 кВ
Тип трансформатора |
Sном МВА |
Каталожные данные |
ΔРх кВт |
Iхх % |
Расчетные данные |
ΔQх кВар |
|||||||||||
U,обмоток, кВ |
U,% обмоток |
ΔРк кВт |
R Ом, обмоток |
Х Ом, обмоток |
|||||||||||||
В |
С |
Н |
В-С |
В-Н |
С-Н |
В |
С |
Н |
В |
С |
Н |
|
|||||
ТМТН-6300/110 ТДТН-10000/110 ТДТН-16000/110 ТДТН-25000/110 ТДТНЭ-25000/110 ТДТН-40000/100* ТДТН-63000/110 ТДЦТН-80000/110* |
63
10
16
25
25
40
63
80 |
115
-
-
-
-
-
-
- |
38,5
38,5
-
11 38,5 38,5 27,5 38,5 38,5 38,5
- |
6,6 11 -
-
-
6,6 11 6,6 11 -
- |
10,5
-
17 (10,5) 10,5
17
10,5 (17) 10,5
11 (17) |
17
17
10,5 (17) 17
10,5
17 (10,5) 17
18,5 (10,5) |
6
6
6
6,5
6
6
6,5
7 |
58
76
100
140
140
200
290
390
|
14
17
23
31
42
43
56
82 |
1,2
1,1
1,0
0,7
0,9
0,6
0,7
0,6 |
9,7
5,0
2,6
1,5
1,5
0,8
0,5
0,4 |
9,7
5,0
2,6
1,5
1,5
0,8
0,5
0,4 |
9,7
5,0
2,6
1,5
1,5
0,8
0,5
0,4 |
225,7
142,2
88,9
56,9
57
35,5
22,0
18,6 |
0
0
0
0
33
0 (22,3) 0
0 (10,7) |
131,2
82,7
52,0
35,7
0
22,3 (0) 13,6
11,9 (0) |
75,6
110
160
175
225
240
441
480 |
Примечание: Все трансформаторы имеют РПН ±9х1,78% на стороне ВН, за исключением трансформатора ТДТНЭ с РПН ±4х2,5% на ВН.
Т аб л и ц а Б.3 – Трехфазные двухобмоточные трансформаторы 220 кВ
Тип трансформатора |
Sном, МВА |
Пределы регулирования, % |
Каталожные данные |
Расчетные данные |
|||||||
U,обмоток, кВ |
Uк, % |
ΔРк, кВт |
ΔРх, кВт |
Iхх, % |
R, Ом |
Х, Ом |
ΔQх, квар |
||||
В |
Н |
||||||||||
ТРДН-40000/220 ТРДЦН-63000/220 ТДЦ-80000/220 ТДЦ-125000/220 ТРДЦН-100000/220 ТРДЦН-160000/220 ТДЦ-200000/220 ТДЦ-250000/220 ТДЦ-400000/220 ТЦ-630000/220 ТЦ-1000000/220 |
40 63 80 125 100 160 200 250 400 630 1000 |
±8х1,5
±2х2,5
±8х1,5
±2х2,5 - - - - |
230 230 242 242 230 230 242 242 242 242 242 |
11/11:6,6/6,6 6,6/11:11/11 6,3:10,5:13,8 10,5:13,8 11/11:38,5 11\11:38,5 13,8:15,75:18 13,8:15,75 13,8:15,75:20 15,75:20 24 |
12 12 11 11 12 12 11 11 11 12,5 11,5 |
170 300 320 380 360 525 530 650 880 1300 2200 |
50 82 105 135 115 167 200 240 330 380 480 |
0,9 0,8 0,6 0,5 0,7 0,6 0,45 0,45 0,4 0,35 0,35 |
5,6 3,9 2,9 1,4 1,9 1,08 0,77 0,6 0,29 0,2 0,2 |
158,7 100,7 80,5 51,5 63,5 39,7 32,2 25,7 16,1 11,6 6,7 |
360 504 480 625 700 960 900 1125 1600 2205 3500 |
Примечание: 1. Регулирование напряжения производится в нейтрали ВН.
2. Трансформаторы с расщепленной обмоткой могут изготавливаться также с нерасщепленной обмоткой НН на 38,5 кВ.
Т а б л и ц а Б.4 – Трехфазные трехобмоточные трансформаторы и автотрансформаторы 220 кВ
Тип трансформатора и автотрансформатора |
Sном, МВА |
Пределы регулиро-вания, % |
Каталожные данные |
|||||
U,обмоток, кВ |
U,обмоток, % |
|||||||
ВН |
СН |
НН |
В-С |
В-Н |
С-Н |
|||
ТДТН-25000/220 ТДТН-40000/220 АТДЦТН-6300/220/110 АТДЦТН-125000/220/110 АТДЦТН-200000/220/110 АТДЦТН-250000/220/110
|
25 40 63 125 200 250
|
±12х1 - ±6х2,0 - - - - |
230 230 230 230 230 230
|
38,5 38,5 121 121 121 121
|
6,6:11 6,6:11 6,6:11:27,5 6,6:13,8:38,5 6,6:11:38,5 10,5:38,5
|
12,5 12,5 11 11\11 11 11,5
|
20 22 35,7 31\45 32 33,4
|
6,5 9,5 21,9 19\28 20 20,8
|
продолжение т а б л и ц ы Б.4
Тип трансформатора и автотрансформатора |
Каталожные данные |
Расчетные данные |
ΔQх, квар |
|||||||||
ΔРк,,обмоток, кВт |
ΔРк, кВт |
Iхх, % |
R,обмоток, Ом |
Х,обмоток Ом |
||||||||
В-Н |
В-С |
С-Н |
ВН |
СН |
НН |
ВН |
СН |
НН |
||||
ТДТН-25000/220 ТДТН-40000/220 АТДТН-6300/220/110 АТДЦТН-12500/220/110 АТДЦТН-200000/220/110 АТДЦТН-250000/220/110 |
|
135 220 215 290 430 520 |
|
50 55 45 85 125 145 |
1,2 1,1 0,5 0,5 0,5 0,5 |
5,70 3,6 1,40 0,50 0,30 0,2 |
5,70 3,6 1,40 0,50 0,30 0,2 |
5,70 3,6 1,40 0,50 0,30 0,2 |
275 165 104 48,6 30,4 25,5 |
0 125 0 0 0 0 |
148 125 195,6 82,5 54,2 45,1 |
300 440 313 625 1000 1250 |
Примечание: 1. Для авторансформаторов мощность обмотки НН равна 50% от номинальной. 2. Регулирование напряжения осуществляется с помощью РПН на стороне ВН (±12х1: ±8х1,5%) или на стороне СН (±6х2%)
Т а б л и ц а Б.5 - Экономические интервалы токовых нагрузок для сталеалюминиевых проводов ВЛ 110-220 кВ
Напря-жение, кВ |
Тип опор |
Материал опор |
Район по гололеду |
Предельная экономическая нагрузка на одну цепь, А, при сечении мм |
||||||||
70 |
95 |
120 |
150 |
185 |
240 |
300 |
400 |
500 |
||||
ОЭС Казахстана и Средней Азии |
||||||||||||
110 |
одноцепная
двухцепная |
ж/б
сталь
ж/б
сталь |
I-II III-IV I-II III-IV I-II III-IV I-II III-IV |
55
55
65 55 65 45 |
120 95 110 85 125 100 |
150 140
115 165 160
120 |
200 160 200 175 205 190 225 195 |
235 250 230 216 230 225 240 230 |
400 400 400 400 380 380 380 380 |
|
|
|
220 |
одноцепная
двухцепная |
ж/б сталь
ж/б сталь |
I-IV
I-IV |
|
|
|
|
|
305
330 |
420
405 |
520
495 |
720
700 |
Т а б л и ц а Б.6-Расчетные данные ВЛ 35-220 кВ со сталеалюминиевыми проводами (на 100 км)
Номиналь-ное сечение провода мм |
r,Ом при +20° |
110 кВ |
220 кВ |
|||||
Х, Ом |
b, ·10 См |
g, Мвар |
Х, Ом |
b, ·10 См |
g, Мвар |
|||
70/11 95/16 120/19 150/24 185/29 240/32 240/32 300/39 400/51 500/64 |
42,8 30,6 24,9 19,8 16,2 12,1 12,0 9,8 7,5 6,0 |
44,4 43,4 42,7 42,0 41,3 - 40,5 - - - |
2,55 2,61 2,66 2,7 2,75 - 2,81 - - - |
3,4 3,5 3,55 3,6 3,7 - 3,75 - - - |
- - - - - 43,5 - 42,9 42,0 41,3 |
- - - - - 2,6 - 2,64 2,7 2,74 |
- - - - - 13,9 - 14,1 14,4 14,6 |
|
Список литературы
1. Правила устройства и безопасной эксплуатации электроустановок Республики Казахстан: По сост. на 15 июля 2006 г. – Новосибирск: Сиб. унив. изд-во, 2006.
2. Справочник по проектированию электроэнергетических систем /Под ред. С.С. Рокотяна и И.М. Шапиро. –М.: Энергоатомиздат, 1985.
3. Блок В.М. Электрические сети и системы. -М.: Высшая школа 1986.
4. Пособие по дипломному и курсовому проектированию для электроэнергетических специальностей /Под ред. В.М. Блока. –М.: Высшая школа, 1981.
5. Лычев П.В., Федин В.Г. Электрические сети энергетических систем: Учеб. пособие. – Мн: Унiверсiтэцкае, 1999.
6. Электрические системы и сети в примерах и иллюстрациях:Учеб. пособие для электроэнег.спец. /Под ред. В.А. Строева. – М.: Высшая школа, 1999.
7. Герасименко А.А. Передача и распределение электроэнергии: Учеб. пособие. – Ростов-на Дону: Феникс, 2006.
Содержание
Введение 3
1 Исходные данные и содержание работы …………………………………... 3
2 Требования к оформлению работы …………………………………………. 4
3 Определение расчетных нагрузок для требуемых режимов работы …… 4
4 Выбор целесообразной конфигурации и номинального напряжения сети 5
5 Выбор типа мощности трансформаторов и автотрансформаторов на подстанциях……….. 7
6 Выбор сечений проводов ……………………………………………………. 8
7 Составление схем первичных соединений подстанций………………… 10
8 Уточненный расчет установившихся режимов работы сети………… 13
9 Пример расчета электрической сети …………………………… 14
10 Задание к курсовой работе ……………………………………………. 17
Приложение А ………………………………………………………………….. 19
Приложение Б …………………………………………………………………. 21
Список литературы ……………………………………………………………...26