Электрические сети энергетических систем

Министерство топлива и
энергетики России.
Екатеринбургский
энергетический техникум
КУРСОВОЙ   ПРОЕКТ
по предмету “Электрические
сети энергетических систем”
Тема: Электрическая сеть 110
кВ
КП 2102 С-514-Э
                                                                   Разработал:
Угренев С.Е.

Руководил:
Телегина И.А.
1999г.
Оценка
Пояснительная записка.
КП 2102 С-514-Э
СОДЕРЖАНИЕ:

стр.
Введение
1.Выбор
типа и мощности силовых трансформаторов
2.
Составление вариантов схем электрической сети и
    расчет двух из них при максимальных
нагрузках
3.
Технико-экономические сравнение двух выбранных
    вариантов сети
4.Окончательный
расчет оптимального варианта схемы
   проектируемой электрической сети
5.Определение
напряжения на шинах подстанции
6.Список
литературы
ВВЕДЕНИЕ

Системообразующая сеть ЕЭС России сформирована электрическими сетями
напряжения 220-1150 кВ от Байкала до Калининграда, общей протяженностью более
148 тыс. км.
Наличие
протяженной единой энергетической системы позволяет использовать максимумов
нагрузки по часовым поясам суммарным эффектом до 8 млн.кВт.
   Развитие
системообразующей сети должно осуществляться с использованием двух систем номинальных
напряжений 110-220-500-1150 кВ на большей части территории России и 110-330-750
кВ в западной части ОЭС Центра и ОЭС Северо-Запада.
В период до
2010г. на большей части Европейской территории России , включая Северный Кавказ
, в Сибири и на Дальнем Востоке станет
развиваться сложная многокольцевая сеть напряжением 500 кВ. В западных районах
для выдачи мощности АЭС заканчивается формирование линий 750 кВ.
В 1995 году
в энергосистемах России напряжением 110 кВ и выше эксплуатировалось около 440
тыс. км ВЛ и почти      530 млн.кВА
общей трансформаторной мощности.
Для
передачи избытков мощности из восточной части ОЭС Сибири в западные
энергосистемы и через Казахстан на Южный Урал завершается строительство ВЛ 1150
кВ Итат-Барноул . Ее включение увеличит пропускную способность
электромагистрали в отдельных сечениях на 800
МВт. Для создания связи между
восточной и европейской частями ЕЭС России после 2000г. намечается сооружения
ВЛ-1150 кВ Сибирь-Урал , которая пройдет по территории России.
Тем не менее
пропускная способность сети все еще не достаточна.
   В
перспективе будут развиваться связи ЕЭС России с энергосистемами зарубежных
стран по следующим направлениям:
1. Увеличение экспортных поставок электроэнергии в
Финляндию (2х цепная ВЛ-330 кВ и ВЛ-400 кВ).
2. Экспорт мощности и электроэнергии в Германию(
линия
постоянного
тока 4000 МВт на 500 кВ).
3. Увеличение экспортных поставок электроэнергии из
Росси в страны восточной Европы через Украину.
4. Экспорт электроэнергии из восточных регионов и
Сибири в Китай.
5. Экспорт мощности и электроэнергии из
Калининградской энергосистемы в Белорусию , Польшу , Германию .
Новые тенденции: в перспективной структуре
электропотребления будут определяться в первую очередь изменением соотношения
между долей промышленного и коммунально-бытового электропотребления. На
производство единицы сопоставимой продукции большинство российских заводов
затрачивают в 2-3 раза больше энергии и топлива, чем их зарубежные конкуренты.
Причины:

1.Изношенное оборудование многих предприятий.

2.Низкий научно-технический уровень промышленности,

особенно в части энергосберегающих технологий.

3.Реконструкция энергооборудования должна сочетать

демонтаж устаревшего оборудования, замену его новым
      более
экономичным и экологически чистым, и продление
       сроков
службы оборудования высокого давления путем
       замены
выработавших свой ресурс узлов и деталей.
Серьезная
проблема для всех стран СНГ - старение оборудования электростанций и
электрических сетей. Более 60% оборудования эксплуатируется свыше 15 лет, в том
числе более 40% свыше 25 лет. Срок службы части электрических сетей превышает
30 лет.
[ 5 , стр.   6-7 ]
1.ВЫБОР ТИПА
И МОЩНОСТИ СИЛОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ
1.1.
Составление баланса мощности по ПС
     Для составления баланса мощности
необходимо определить
     нагрузки ПС на шинах низкого и среднего
напряжения.
S=P/cos       (1)
Q= (2)
W=Pmax Tmax     (3)
Результаты
расчетов сводим в таблицу 1.
Таблица 1. ПС шины Pmax МВт Qmax МВар Smax МВА Tmax час cos W МВт ч 1 НН10кВ 28 13,6 31,1 5700 0,9 159600 2 НН35кВ 12 5,7 13,3 4700 0,9 56400 3 СН35кВ 18 8,7 20 3500 0,9 63000 НН10Кв 10 4,8 11,1 3500 0,9 35000

П.С.1
Sном т.=31.1 0.7=21.77
П.С.2
Sном т.=13.3 0.7=9.31
П.С.3
Sмах
п.т.=Ö(18+10)2+(8.7+4.8)2=31.1МВА
Sном.т.=31.1 0.7=21.77
1.2
Выбор количества и мощности трансформаторов на подстанции:
      на ПС1-2 2хобмоточных трансформатора ТРДН25000/110/10
      на ПС2-2 2хобмоточных
трансформатора ТДН10000/110/10
      на ПС3-2 3хобмоточных
трансформатора   ТДТН 25000/110/35/10

     т.к. есть потребители I и II категории.
При
установке 2х трансформаторов
мощность каждого трансформатора выбирается порядка 70% от максимальной нагрузки
ПС
Snom.тр(0,650,7)Smax.ПС
По
справочнику[6,стр109-111] выбирается ближайший по мощности трансформатор.
Для
трех обмоточного трансформатора
Smax.ПС=Ö(Pн+Рс)2+(Qн+Qc)2 (4)
        1.3.Проверяем правильно ли выбраны трансформаторы по
   коэффициенту загрузки при нормальном и послеаворийном
   режиме по формулам:
Кз=(Smax.ПС100%)/(2Snom.тр(спр)) в нормальном режиме (5)
Кз=(Smax.ПС100%)/Snom.тр(спр) в послеаворийном режиме (6)
Для
нормального режима: Кз100%
Кз(ПС1)=(31.1
100%)/(2 25)=62.2%
Кз(ПС2)=(13.3
100)/(2 10)=66.5%
Kз(ПС)=(31.1 100)/(2 25)=62.2%
Для
послеаворийного режима: Кз140%
Кз(ПС1)=(31.1
100)/25=124.4%
Кз(ПС2)=(13.3 100)/10=133%
Kз(ПС)=(31.1 100)/25=124.4%
Условие
выполняется , значит трансформаторы выбраны правильно. Заносим данные
трансформатора в таблицу 2.
Таблица 2. ПС Категории потреблен. Smax МВА Число тр-ров Snom.тр-ров МВА Коэффициент загрузки норм. режим послеавор. режим 1 I,II,III 31.1 2 25 62.2 124.4 2 I,II,III 13.3 2 10 66.5 133 3 I,II,III 31.1 2 25 62.2 124.4
1.4.
Определяем параметры трансформаторов по справочнику [6,стр109-111] :
Таблица 3 ПС Тип трансфор- матора Справочные данные Расчетные данные Unom кВ Pхх R     ; Ом X   ; Ом Qхх ВН СН НН кВт ВН СН НН ВН СН НН кВар 1 ТРДН 25000/110/10           115 - 10.5 25      3,06 - - 58.36 - - 175 2 ТДН 10000/110/35 115 - 11 14 7,9 - - 136.5 - - 70 ТДТН 25000/110/35/10 115 38,5 11,0 28,5 1.5 1.5 1.5 59.7 0 37.5 175
3
4
1.5.Расчет
приведенных нагрузок подстанции в МВА.
5
Подстанция 1

28.16+j15.52                28.11+j15.19
1.53+j29.18
                       0.05+j0.33
0.11+j2.13                                       28+j13.6
;(7)
DSоб.н=282+13.62/ 1152 (1.53+j29.18)=
0.11+j2.13

S/=S+DSоб.=28+j13.6+0.11+j2.13=28.11+j15.19
Sпр=S/+Sхх;=28.11+j15.19+0.05+j0.33=28.16+j15.52
Подстанция 2
12.138+j6.1                12.11+j5.96               3,95+J69.5

0.028+j0.18                                                   0.11+j2.13
12+j5.7
DSoб.н=122 +5.72/ 1152
(8.38+j68.25)=0.11+j0.89
S/=S+DSоб.н=12+j5.7+0.11+j0.89=12.11+j5.96
Sпр=S/+Sхх=12.11+j5.96+0.028+j0.14=12.138+j6.1
Подстанция 3
18.023+j8.7              0.75+j0

18+J8.7
28.169+j16.198        28.079+j15.748            0.75+j29.85            28.029+j13.6

     0.023+j0
                        0.09+j0.45                 0.05+j2.08
10.0+j4.97                                          10+J405

0.006+J0.168
DSоб.н=102+4.82/1152(0.75+j18.75)=0.006+j0.168
DSоб.с=182+8.72/1152(0.75+j0)=0.023+j0
S/н=Sн+DSоб.н=10+j4.8+0.006+j0.168=10.006+j4.968
S/c=Sc+DSоб.с=18+j8.7+0.023+j0=18.023+j8.7
Sв=S/с+S/н=18.023+j8.7+10.006+j4.968=28.029+j13.668
DSоб.в=28.0292+13.6682/1152(0.75+j29.85)=0.05+j2.08
S/в=Sв+DSоб.в=28.029+j13.668+0.05+j2.08=28.079+j15.748
S=S/в+DSхх=28,079+j15.748+0.09+j0.45=28.169+j16.198
2.СОСТАВЛЕНИЕ ВАРИАНТОВ СХЕМ
ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ
СЕТИ И РАСЧЁТ ДВУХ ИЗ
НИХ
ПРИ МАКСИМАЛЬНЫХ НАГРУЗКАХ
2,1 Составление вариантов схем сети.
N                Конфигурация схемы                 длинна     длинна       кол-во выключа-
                                                                                           трассы   провода       телей на
высоком

км.           км.           напряжении.

   А-2

1-3

2-3
1                                                                         156           156
3-3

Итого 11
                                                                                                                     А-6

1-2
2                                                                                                                    2-2

151            302                   3-2

                                       Итого 12

А-4
3
                               1-2

2-2

                           3-2

121           242              Итого 10

А-4
                                                                                                                  1-2
4
2-2

186           224                3-2

Итого 12
   По количеству выключателей, длине трассы,
длине провода
выбираем
варианты 1и3.
2.СОСТОВЛЕНИЕ
ВАРИАНТОВ СХЕМ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ И РАСЧЕТ ДВУХ ИЗ НИХ ПРИ МАКСИМАЛЬНЫХ
НАГРУЗКАХ
2.1.Состовление
вариантов схем сети.
Таблица
4 N варианта Конфигурация схемы длинна трассы км длинна провода км Количество выключателей на вы-соком напряжении 1            1                                        2       А 170 170 ПС А+ПС1+ПС2 2+3+3=8 2      1 А                                          2 95 190 2+2+2=6 3              1 А                                       2 120 240 2+2+2=6 4
По количеству выключателей , длине трассы и длине
провода выберем более экономичные варианты 1 и 4 .
Вариант
N1.
                    1      Sпр=28.16+j15.52
А
2
                                                Sпр=12.138+j6.1
                                3
    .                                Sпр=28.169+j16.198

Превращаем
кольцевую сеть в линию с двухсторонним питанием.
   А
                                              А1
                  38км                     37км                             35км                         46км
                          28+j15.52
12.138+j6.1                 28.169+j16.198 (8)
SA=[(28,16+j15.52 )118+(12.138+j6.1)81+(28.169+j16.198)46]/156=
=5601.832+j3070.568/156=35.9+j19.7
SA/=(28.16+j15.52)38+(12.138+j6.1)75+(28.169+J16.198)110=
=5078.99+j2829.04/156=32.6+j18.1
Делаем
проверку
SA+SA/=   (9)
68.5+j37.8=68.5+j37.8
Находим
мощности на каждом участке и точку токораспредиления.
А
    A/
35.9+j19.7             1 7.74+j4.18    2   4.43+j1.9
3.     32.6+j18.1
                           28.16+j15.52    12.14+j6.1      28.17+j16.2

Подсчитываем
токи на каждом участке и выберем сечение по экономической плотности тока. Для
кольцевой сети находим Тср.
; (10)
Tcp=28.16*5700+12.14*4700+28.17*3500/28.16+12.14+28.17=4617.57 ч.
Участок
3-2
Imax=; (11)
Imax=Ö4.432+1.92/Ö3*110*103=25А
Участок
2-1
Imax2-1=
Ö7.742+4.182/Ö3*110*103=46А
Участок
А-1
ImaxA-1=Ö35.92+19.72/Ö3*110*103=214А
Участок
А1-3
Imax=Ö32.62+18.12/Ö3*110*103=196A
            Выбор сечения проводов методом
экономических интервалов.

Iр = Iмах * ai * aт
Для
участка А1-3
Ip=196*1.05*1=205.8A

Для участка 3-2
Ip=25*1.05*1=26.25A
Для
участка 2-1
Ip=46*1.05*1=48.3A
Для
участка 1-А
Ip=214*1.05*1=224.7
    По карте для Северного Урала
район II.
Опоры
железобетон, линия одноцепная, район Сибири.
Данные
сводим в таблицу: участок Smax: МВА Imax: A Ip A Fct mm2 Iдоп А Iп.ав А А1-3 35,9 196 205,8 240 610 410 3-2 7,74 25 26,25 120 390 241 2-1 4,43 46 48,3 120 390 241 1-А 32,6 214 224,7 240 610 410
Проверка
выбранных проводов по нагреву в аварийном режиме.
А 68.5+j37.8         40.31+j22.3            28.17+j16.2                                               A1





                  28,16+j15.52           12.14+j6.1           28.17+j16.2
Iав1-2=Iав3-2=ÖP2+Q2/Ö3*U=241A
Iав1-А=Iав3-A1=410A
Iав£Iдоп
Выбранные
сечения провода проходят по нагреву.
ПАРАМЕТРЫ ЛИНИЙ. линия длина.км марка провода Удельные параметры Расчётные параметры r0 Ом/км х0 Ом/км q0 Мвар/км R1 Ом X1 ОМ Qc Mвар А1-3 46 АС-240 0,120 0,405 0,0375 5,52 18,63 1,73 3-2 35 АС-140 0,249 0,427 0,0355 8,72 14,95 1,24 2-1 37 АС-140 0,249 0,427 0,0355 9,21 15,80 1,31 1-А 38 АС-240 0,120 0,405 0,0375 4,56 15,39 1,43
Расчёт
ведём по формулам: R=Ro*l/n;   X=Xo*l/n;   Qc=n*Qo*l.
Составляем
схему замещения сети:
A                                           1
2                                                     3                                   A1

4.56+j15.39
9.21+j15.8
8.72+j14.95
5.52+j18.63

   j0.72               j0.72           j0.66                 j0.66        j0.62
j0.62           j0.86          j0.86
                             28.16+j15.52                  12.14+j6.1                             28.17+j16.2

Подсчитываем
расчётные нагрузки ПС и упрощаем схему замещения сети;
Sp1= Snp1-j(Qc1/2+Qc2/2)=28.16+j15.52-(0.72+0.66)=28.16+j14.14
Sp2=12.14+j6.1-j(0.66+0.62)=12.14+j4.82
Sp3=28.17+j16.2-j(0.62+0.86)=28.17+j14.72
A
35.9+j17.2
1         7.7+j3.1             2
4.4+j1.7               3           32.6+j16.4       A1

   j0.72
28.16+j14.14
12.14+j4.82
28.17+j14.72         j0.86
Находим
распределение мощностей в схеме с учётом действительных параметров
линий
по формулам:
PA=GAAå(PiRiA+QiXiA)+BAAå(PiXiA-QiRiA)

QA=-GAAå(PiXiA-QiXiA)+BAAå(PiRiA+QiXiA)      где,
GAA=RAA/R2AA+X2AA          BAA=XAA/R2AA+X2AA
GAA=28.01/28.012+64.772 =0.0056                   BAA=64.77/28.012+64.772=0.013
PA=0.0056(28.2*23.45+12.1*14.24+28.2*5.52+14.1*49.38+4.8*33.58+14.7*
*18.63)+0.013(28.2*49.38+12.1*33.58+28.2*18.63-14.1*23.45+4.8*14.24+
+14.7*5.52)=35.95
QA=-0.0056*1844.059+0.013*2120.561=17.24
SA=35.9+j17.2
PA1=0.0056(28.2*22.49+12.1*13.77+28.2*4.56+14.7*46.14+4.8*31.9+14.1*
*15.39)+0.013(28.2*46.14+12.1*31.9+28.2*15.39-14.7+22.49+4.8*13.77+
+14.1*4.56)=32.65
QA1=-0.0056*1660.141+0.013*1977.804=16.4
SA1=32.6+j16.4
Проверка:
SA+SA=S1p+S2p+S3p
                          68.5+j33.6=28.2+j14.1+12.1+j4.8+28.2+j14.7
Линия
с двухсторонним питанием разделяется в точке потокораздела на
две
радиальные линии:

                       35+j18.1 7.75+j4                                                  4.4+j1.7
32.6+j14.4

       j0.72                      28.2+j14.1       7.7+j3.1         4.4+j1.7
28.2+j14.7          j0.86
                  0.61+j2.06              0.052+j0.9                              0.016+j0.027          0.6+j2.04
Участок
1-2
Sк=7.7+3.1
DSл=Pk2+Qk2/Uн2(Rл+Xл)=7.72+3.12/1102(9.21+j15.8)= 0.052+J0.9
Sн=Sk+DSл=7.7+j3.1+0.052+j0.9=7.752+j4
Участок
А-1
Sk=Sн1-2+Sp1=7.752+j4+28.2+j14.1=35.952+j18.1
DSл=35.952+18.12/1102(4.56+j15.39)=0.61+j2.06
Sн=35.95+j18.1+0.61+j2.06=36.56+j20.16
Sa=Sн-jQ/2=36.56+j20.16-j0.72=36.56+j19.44
Участок
2-3
Sk=4.4+j1.7
DS=4.42+1.72/1102(8.72+14.95)=0.016+j0.027
Sн=4.4+j1.7+0.016+j0.027=4.416+j1.727
Участок
3-А1
Sk=4.416+j1.727+28.2+j14.7=32.62+j16.43
DS=32.622+16.432/1102(5.52+18.63)=0.6+j2.04
Sн=32.62+j16.43+0.6+j2.04=33.22+j18.47
Sa1=33.22+j18.47-j0.86=33.22+j17.61
åSa=Sa+Sa1=36.56+j19.44+33.22+j17.61=69.78+j37.05
Вариант
N 3
                       1
Sпр=28.16+j15.52
A                                        2         Sпр=12.138+j6.1
3
Sпр=28.169+j16.198
А
        40,29+j21.62         1
12.138+j6.1       2

28.16+j15.52 T=5700
12.138+j6.1
             28.169+j16.198     3                           T=4700

28.169+j16.198
                                      T=3500
Tоки на каждом участке:

Imax=ÖP+Q/Ö3U
Участок А-1
Imax=Ö40.292+21.622/Ö3*110*2*103=120A
Участок 1-2
Imax=Ö12.1382+6.12/380.6*103=35A
Участок A-3
Imax=Ö28.1692+16.1982/380.6*103=85A
Выбор сечения проводов:
Ip=Imax*ai*at          ai=1.05      at=1
Для участка А-1
Ip=120*1.05*1=126A
Для участка 1-2
Ip=35*1.05*1=36.75A
Для участка А-3
Ip=85*1.05*0.8=71.4
По карте, район Северного Урала -II. Опоры
железобетонные,
линия двуцепная.
Участок    Smax    Imax    Ip
Fct    Iдоп    Iп.ав.
А-1            40,29     120    126    120
375      240
1-2             12,138   35     36,75 95
330       70
А-3            28,169   85       71,4 95
330       70
ПАРАМЕТРЫ ЛИНИЙ линия длина км марка провод удельные параметры расчётные параметры r0 x0 q0 R1 X1 Q1 A-1. 38 AC-120 0.249 0.427 0.0355 4.731 8.113 2.698 1.2 37 AC-95 0.306 0.434 0.035 5.661 8.029 2.59 A-3 46 AC-95 0.306 0.434 0.035 7.038 9.982 3.22
         Расчётные формулы: r0*l/n X=x0*l/n   Qc=n*q0*l
Схема замещения и действительные параметры:
А                       4.73+j8.11             1                  5.66+j8.03                    2
             j1.35                  j1.35                     j1.3                       j1.3

28.16+j15.52                                          12.14+j6.1
                            7.04+j9.98
                                                            3
             j1.61                        j1.61             28.17+j16.2
Sp1=28.16+j15.52-j(1.35+1.3)=28.16+j12.87
Sp2=12.14+j6.1-j1.3=12.14+j4.8
Sp3=28.17+j16.2-j1.61=28.17+j14.6
A
41.18+j21.81                                  12.22+j4.91
          j1.35                             28.16+j12.87                                 12.14+j4.8

   28.75+j15.43
           j1.61                              28.17+j14.6
Распределение мощностей по линиям с учётом потерь.
Участок 1-2
Sk=12.14+j4.8      DS=0.08+j0.11       Sн=12.22+j4.91
Участок А-1
Sk=40.38+j20.43       DS=0.8+j1.38        Sн=41.18+j21.81
Участок А-3
Sk=28.17+j14.6         DS=0.58+j0.83        Sн=28.75+j15.43
Sa=28.75+j15.43
åSa=69.93+j34.28 46км 37км 38км
Вариант N1                                                         Вариант N3
                   1
38км

1                     2*25 110/10 37км
                                            Sp28.16+j15.52

2
А
A
Sp=12.14+j6.1                                                      2   35км

2*10 110/10
                       3
      3 46км

Sp=28.17+j16.2                                             2*25 110/35/10
Вариант N1
Вариант N3 КлА-1=38*14=532т.руб Кл1-2=37*11.4=421.8т.руб Kл2-3=35*11.4=399т.руб. Kл3-A=46*14=644т.руб. Кл=1996.8т.руб. Kи=530+380+560=1470т.руб. Kc=1996.8+1470=3466.8т.руб. Ил=2.8*1996.8/100=55.9т.руб. Ип=9.4*1470/100=138.18т.руб Tcp=t=4617.6=2500т.руб DW=2500*(0.052+0.61+0.016+0.6)=3195 Иw=0.01*3195=31.95т.руб Ис=55.9+138.18+31.95=226.03т.руб Зпр=0.12*3466.8+226.03=642.046т.руб КлA-1=38*18.1=687.8т.руб Кл1-2=37*17.8=652.6т.руб КлA-3=46*17.8=818.8т.руб Кл=2165т.руб Ки=430+310+525=1265т.руб Кс=2165.2+1265=3430.2т.руб Ил=2.8*2165.2/100=60.63т.руб Ип=9.4*1265/100=118.9т.руб DW=3700*0.8+2600*0.08+1500*0.58= =4038т,руб Иw=0.01*4038=40.38т.руб Ис=60.63+118.9+40.38=219.9т.руб Зпр=0.12*3430.2+219.9=631.524т.руб
631,5—100%
642 ---X%
X=642*100/631.5=101.6%
Варианты схем равнозначны, т. к. 3 вариант схемы
отличается менее, чем
на 3% от варианта 1. По инженерным
параметрам выбираем вариант 3.
4. ОКОНЧАТЕЛЬНЫЙ РАСЧЁТ ОПТИМАЛЬНОГО ВАРИАНТА СХЕМЫ
ПРОЕКТИРУЕМОЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ
Расчёт электрической сети в наиболее тяжёлом
аварийном режиме.

                        1
А

2
                         3
Расчёт участков А-1 и 1-2
A                           9,5+j16.2             1                               11.3+j16.1                 2

         j0.67                       j0.67                      j0.64                                j0.64
                                               28.16+j15.52
12.14+j6.1
расчётные данные А-1 1-2 R=r0*l X=x0*l Qc=q*l Qc/2 0.249*38=9.5 0.427*38=16.2 0.0355*38=1.34 0.67 0.306*37=11.3 0.434*37=16.1 0.035*37=1.29 0.64
Составляем баланс мощностей по участкам с учётом
потерь и находим
мощность потребляемую от источника:
Sp1-2=12.14+j(6.1-0.64)=12.14+j5.46
SpA-1=28.16+j(15.52-j0.67-0.64)=28.16+j14.21
Участок 1-2
Sk=12.14+j5.46
DS=0.17+j0.24
Sн=12.31+j5.70
Участок А-1
Sk=12.31+j5.7+28.16+j14.21=40.47+j19.9
DS=1.6+j2.72
Sн=40.47+j19.9+1.6+j2.72=42+j22.6
Sп=42+j(22.6-0.67)=42+j22.07
Sист=28.17+j16.2+42+j22.07=70.17+j38.27

                                                    Sk 40.47+j19.9                            Sk 12.14+j5.46

70.17+j38.27       42.0+j22.6                                12.31+j5.70



5.ОПРЕДЕЛЕНИЕ НАПРЯЖЕНИЯ НА ШИНАХ ПОДСТАНЦИИ И ВЫБОР СПОСОБОВ
РЕГУЛИРОВАНИЯ НАПРЯЖЕНИЯ
Максимальный режим:
A

4.73+j8.11                                             5.66+j8.03
41,18+j21.81                                           1    12.22+j4.91                                        2 112,8кВ 116кВ 111,8кВ

7.04+j9.98                 3
   28.75+j13.82 113кВ
U1=116-41.28*4.73+21.81*8.11/116=112.8кВ
U2=112.8-12.22*5.66+4.91*8.03/112.8=111.84кВ
U3=116-28.75*7.04+13.82*9.98/116=113.07кВ
Аварийный режим:

A    42+j22.6                9.5+j16.2         1
12.31+j5.7
11.3+j16.1
2
116кВ 109,4кВ 107,3кВ
U1=116-42*9.5+22.6*16.2/116=109.37кВ
U2=109.4-12.31*11.3+5.7*16.1/109.4=107.3кВ
Выбор способов регулирования напряжения на шинах
подстанции:
Подстанция 3.

0.75+j0
                                                                18+j8.7                                          108,7кВ

··    108,7кВ

28+j15.7            0.75+j29.9 113кВ
·

                                          0.75+j18.75

10+j4.9 107,8кВ
U0=113-28*0.75+15.7*29.9/113=108.66
Ucн=0
Uнн=108.66-10*0.75+4.9*18.75=107.75
Задаёмся желаемым напряжением НН
Uж³1,05*Uном.сети=1.05*10=10.5кВ
Напряжение ответвления на ВН
Uотв=Uн1*Uном.н/Uж=107.8*11/10.5=112.8кВ
По шкале Uотв.ст=112.95(-1*1.78%)
Действительное напряжение на шинах НН
Uдн=Uн1*Uнн.тр/Uот.ст=107.8*11/112.95=10.49кВ
Задаёмся желаемым напряжением СН
Uж.с=³1.05*Uн.сети=1.05*35=36.75кВ
Uд.с=108.7*38.5/112095=37.05кВ


Подстанция 1
   28,1+j15.2           1.53+j29.18
· 10.6

                                        · 108.5 10.3 Максимальный режим Аварийный режим Uн=11208-28.1*1.53+15.2*29.18/112.8= =108.5кВ Uн=109.4-28.1*1.53+15.2*29.18/109.4= =104.96кВ Uж³1.05*10=10.5кВ Uж=£1.0*10=10кВ Uотв=108.5*10.5/10.5=108.5кВ Uотв=104.96*10.5/10=110.2кВ Uотв.ст106,81(-4*1.78) Uдн=104.96*10.5/106.81=10.3кВ Uдн=108*10.5/106.81=10.6кВ
Подстанция 2
     12,1+j5.96
3.95+j69.5      10,6
·
· 10,2 103,17 Максимальный режим Аварийный режим Uн=111.8-12.1*3.95+5.96*69.5/111.8= =107.67кВ Uн=107.3-12.1*3.95+5.96*69.5/11108= =103.17кВ Uж³1.05*10=10.5кВ Uж£1.0*10=10кВ Uотв=107.67*11/10.5=112.79кВ Uотв=103.17*11/10=113.48кВ Uотв.ст=110.91(-2*1.78) Uдн=107.67*11/110.91=10.6кВ Uдн=103.17*11/110.91=10.2кВ
Вывод:
На подстанциях 1,2,3 в рассматриваемых режимах, имеющихся
на
трансформаторах диапазонов регулировки напряжения оказывается достаточно для
обеспечения требуемых уровней напряжения, так как
действительные
напряжения близки к желаемым.
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАНОЙ ЛИТЕРАТУРЫ
1.Рокотян
С.С. “Справочник по проектированию электроэнергетических
    систем” М. “ Энергия”,1987г.
2.
Правила устройства электроустановок” М. “ Энергия”,1988г.
3.
Боровиков В.А. “Электрические сети энергетические системы”,1989г.
4.
Неклепаев Б.Н. “Электрическая часть электростанций и подстанций” М.
    “ Энергия”,1989г.
5.
Энергия” журнал №10 ,1996г.
6.
Неклепаев Б.Н. “Электрическая часть электростанций и подстанций” М.

Энергия”, 1972г.
7.
НТП ПС 1993г.
8.
Принципиальные электрические схемы РУ ПС 6-750 кВ”1991г.
Электрические нагрузки расчет трансформатора кв и выбор его. Реферат на тему электрические сети Москва Россия Москве. Боровиков В А электрические сети энергетических систем. Энергетический техникум екатеринбург курсовой проект. Электрические сети энергетических систем курсовой. Реферат по теме электроэнергетические системы. Реферат на тему электрические сети и системы. В А Боровиков Электрические сети и системы. Реферат на тему схемы электрических сетей. Кроссворд по физике Электрические явления. Оптимальный вариант электрической сети кВ. Электрические сети энергетических систем. РЕФЕРАТ ПО ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СЕТИ И СИСТЕМЫ. Электрические сети и системы Боровиков. Электрические и энергетические системы.


РЕФЕРАТЫ