Электрическая сеть 110 кВ

Размещено на http://www.allbest.ru/

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.

СОДЕРЖАНИЕ

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

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 почти530 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 (2^х 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=P_max T_max (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.=(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 2^хобмоточных трансформатора ТРДН25000/110/10

на ПС2-2 2^хобмоточных трансформатора ТДН10000/110/10

на ПС3-2 3^хобмоточных трансформатора ТДТН 25000/110/35/10

т.к. есть потребители I и II категории.

При установке 2^х трансформаторов мощность каждого трансформатора выбирается порядка 70% от максимальной нагрузки ПС

S_nom.тр(0,650,7)S_max.ПС

По справочнику[6,стр109-111] выбирается ближайший по мощности трансформатор.

Для трех обмоточного трансформатора

S_max.ПС=(Pн+Рс)²+(Qн+Qc)² (4)

1.3 Проверяем правильно ли выбраны трансформаторы по коэффициенту загрузки при нормальном и послеаварийном режиме по формулам:

К_з=(S_max.ПС100%)/(2S_{nom.тр(спр)}) в нормальном режиме (5)

К_з=(S_max.ПС100%)/S_{nom.тр(спр)} в послеаворийном режиме (6)

Для нормального режима: К_з100%

К_з(ПС1)=(31.1 100%)/(2 25)=62.2%

К_з(ПС2)=(13.3 100)/(2 10)=66.5%

K_з(ПС)=(31.1 100)/(2 25)=62.2%

Для послеаворийного режима: К_з140%

К_з(ПС1)=(31.1 100)/25=124.4%

К_з(ПС2)=(13.3 100)/10=133%

K_з(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 трансформатора	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

1.5 Расчет приведенных нагрузок подстанции в МВА.

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)

Sоб.н=28²+13.6²/ 115² (1.53+j29.18)= 0.11+j2.13

S^/=S+Sоб.=28+j13.6+0.11+j2.13=28.11+j15.19

Sпр=S^/+S_хх;=28.11+j15.19+0.05+j0.33=28.16+j15.52

S^/=S+Sоб.=28+j13.6+0.11+j2.13=28.11+j15.19

Sпр=S^/+S_хх;=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

Soб.н=12² +5.7²/ 115² (8.38+j68.25)=0.11+j0.89

S^/=S+Sоб.н=12+j5.7+0.11+j0.89=12.11+j5.96

Sпр=S^/+S_хх=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

Sоб.н=10²+4.8²/115²(0.75+j18.75)=0.006+j0.168

Sоб.с=18²+8.7²/115²(0.75+j0)=0.023+j0

S^/_н=S_н+Sоб.н=10+j4.8+0.006+j0.168=10.006+j4.968

S^/_c=S_c+Sоб.с=18+j8.7+0.023+j0=18.023+j8.7

S_в=S^/_с+S^/_н=18.023+j8.7+10.006+j4.968=28.029+j13.668

Sоб.в=28.029²+13.668²/115²(0.75+j29.85)=0.05+j2.08

S^/_в=S_в+Sоб.в=28.029+j13.668+0.05+j2.08=28.079+j15.748

S=S^/_в+S_хх=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

По количеству выключателей , длине трассы и длине провода выберем более экономичные варианты 1 и 4 .

Вариант N 1

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

28+j15.52 12.138+j6.128.169+j16.198

(8)

S_A=[(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

S_A^/=(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

S_A+S_A^/= (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 Т_ср.

; (10)

T_cp=28.165700+12.144700+28.173500/28.16+12.14+28.17=4617.57 ч.

Участок 3-2

I_max=; (11)

Imax=4.43²+1.9²/311010³=25А

Участок 2-1

I_max2-1= 7.74²+4.18²/311010³=46А

Участок А-1

I_maxA-1=35.9²+19.7²/311010³=214А

Участок А¹-3

Imax=32.6²+18.1²/311010³=196A

Выбор сечения проводов методом экономических интервалов.

Iр = Iмах i т

Для участка А¹-3

Ip=1961.051=205.8A

Для участка 3-2

Ip=251.051=26.25A

Для участка 2-1

Ip=461.051=48.3A

Для участка 1-А

Ip=2141.051=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=P²+Q²/3U=241A

Iав1-А=Iав3-A¹=410A

IавIдоп

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=Rol/n; X=Xol/n; Qc=nQol.

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=GAA(PiRiA+QiXiA)+BAA(PiXiA-QiRiA)

QA=-GAA(PiXiA-QiXiA)+BAA(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(28.223.45+12.114.24+28.25.52+14.149.38+4.833.58+14.7

18.63)+0.013(28.249.38+12.133.58+28.218.63-14.123.45+4.814.24+14.75.52)=35.95

QA=-0.00561844.059+0.0132120.561=17.24

SA=35.9+j17.2

PA¹=0.0056(28.222.49+12.113.77+28.24.56+14.746.14+4.831.9+14.1

15.39)+0.013(28.246.14+12.131.9+28.215.39-14.7+22.49+4.813.77+14.14.56)=32.65

QA¹=-0.00561660.141+0.0131977.804=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

Sл=Pk²+Qk²/Uн²(Rл+Xл)=7.7²+3.1²/110²(9.21+j15.8)= 0.052+J0.9

Sн=Sk+Sл=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

Sл=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

S=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

S=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

Sa=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

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=P+Q/3U

Участок А-1

Imax=40.29²+21.62²/3110210³=120A

Участок 1-2

Imax=12.138²+6.1²/380.610³=35A

Участок A-3

Imax=28.169²+16.198²/380.610³=85A

Выбор сечения проводов:

Ip=Imaxit i=1.05t=1

Для участка А-1

Ip=1201.051=126A

Для участка 1-2

Ip=351.051=36.75A

Для участка А-3

Ip=851.050.8=71.4

По карте, район Северного Урала -II. Опоры железобетонные, линия двуцепная.

трансформатор электрический сеть

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:

r0l/n X=x0l/n Qc=nq0l

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+j4.8S=0.08+j0.11 Sн=12.22+j4.91

Участок А-1

Sk=40.38+j20.43 S=0.8+j1.38 Sн=41.18+j21.81

Участок А-3

Sk=28.17+j14.6 S=0.58+j0.83 Sн=28.75+j15.43

Sa=28.75+j15.43

Sa=69.93+j34.28

Вариант N1 Вариант N3

1

1 225 110/10

Sp28.16+j15.52

2 А

A Sp=12.14+j6.1 2

210 110/10

3 3

Sp=28.17+j16.2 225 110/35/10

Вариант N1 Вариант N3

КлА-1=3814=532т.руб Кл1-2=3711.4=421.8т.руб Kл2-3=3511.4=399т.руб. Kл3-A=4614=644т.руб. Кл=1996.8т.руб. Kи=530+380+560=1470т.руб. Kc=1996.8+1470=3466.8т.руб. Ил=2.81996.8/100=55.9т.руб. Ип=9.41470/100=138.18т.руб Tcp==4617.6=2500т.руб W=2500(0.052+0.61+0.016+0.6)=3195 Иw=0.013195=31.95т.руб Ис=55.9+138.18+31.95=226.03т.руб Зпр=0.123466.8+226.03=642.046т.руб	КлA-1=3818.1=687.8т.руб Кл1-2=3717.8=652.6т.руб КлA-3=4617.8=818.8т.руб Кл=2165т.руб Ки=430+310+525=1265т.руб Кс=2165.2+1265=3430.2т.руб Ил=2.82165.2/100=60.63т.руб Ип=9.41265/100=118.9т.руб W=37000.8+26000.08+15000.58= =4038т,руб Иw=0.014038=40.38т.руб Ис=60.63+118.9+40.38=219.9т.руб Зпр=0.123430.2+219.9=631.524т.руб

631,5--100%

---X%

X=642100/631.5=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=r0l X=x0l Qc=ql Qc/2	0.24938=9.5 0.42738=16.2 0.035538=1.34 0.67	0.30637=11.3 0.43437=16.1 0.03537=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

S=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

S=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

7.04+j9.98 3

28.75+j13.82

U1=116-41.284.73+21.818.11/116=112.8кВ

U2=112.8-12.225.66+4.918.03/112.8=111.84кВ

U3=116-28.757.04+13.829.98/116=113.07кВ

Аварийный режим:

A 42+j22.6 9.5+j16.2 1 12.31+j5.7 11.3+j16.1 2

U1=116-429.5+22.616.2/116=109.37кВ

U2=109.4-12.3111.3+5.716.1/109.4=107.3кВ

Выбор способов регулирования напряжения на шинах подстанции:

Подстанция 3

0.75+j0

18+j8.7

28+j15.7 0.75+j29.9

0.75+j18.75

10+j4.9

U0=113-280.75+15.729.9/113=108.66

Ucн=0

Uнн=108.66-100.75+4.918.75=107.75

Задаёмся желаемым напряжением НН

Uж1,05Uном.сети=1.0510=10.5кВ

Напряжение ответвления на ВН

Uотв=Uн¹Uном.н/Uж=107.811/10.5=112.8кВ

По шкале Uотв.ст=112.95(-11.78%)

Действительное напряжение на шинах НН

Uдн=Uн¹Uнн.тр/Uот.ст=107.811/112.95=10.49кВ

Задаёмся желаемым напряжением СН

Uж.с=1.05Uн.сети=1.0535=36.75кВ

Uд.с=108.738.5/112095=37.05кВ

Подстанция 1

28,1+j15.2 1.53+j29.18

Максимальный режим	Аварийный режим
Uн=11208-28.11.53+15.229.18/112.8= =108.5кВ	Uн=109.4-28.11.53+15.229.18/109.4= =104.96кВ
Uж1.0510=10.5кВ	Uж=1.010=10кВ
Uотв=108.510.5/10.5=108.5кВ	Uотв=104.9610.5/10=110.2кВ
Uотв.ст106,81(-41.78)	Uдн=104.9610.5/106.81=10.3кВ
Uдн=10810.5/106.81=10.6кВ

Подстанция 2

12,1+j5.96 3.95+j69.5

Максимальный режим	Аварийный режим
Uн=111.8-12.13.95+5.9669.5/111.8=107.67кВ	Uн=107.3-12.13.95+5.9669.5/11108=103.17кВ
Uж1.0510=10.5кВ	Uж1.010=10кВ
Uотв=107.6711/10.5=112.79кВ	Uотв=103.1711/10=113.48кВ
Uотв.ст=110.91(-21.78)
Uдн=107.6711/110.91=10.6кВ	Uдн=103.1711/110.91=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.

Размещено на Allbest.ru

...