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 (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

P_max МВт

Q_max МВар

S_max МВА

T_max 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 послеаворийном

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.

S_max

МВА

Число

тр-ров

S_{nom.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

U_nom кВ

P_хх

R ; Ом

X ; Ом

Q_хх

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. 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

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

l=50км

l=45км

l=75км

1

1

2

А

170

170

ПС А+ПС1+ПС2

2+3+3=8

l=75км

l=50км

2

1

А

2

95

190

2+2+2=6

l=75км

l=45км

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)

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=28.165700+12.144700+28.173500/28.16+12.14+28.17=4617.57 ч.

Участок 3-2

I_max=; (11)

Imax=4.43²+1.9²/311010³=25А

Участок 2-1

I_max2-1= 7.74²+4.18²/311010³=46А

Участок А-1

I_maxA-1=35.9²+19.7²/311010³=214А

Участок А¹-3

Imax=32.6²+18.1²/311010³=196A

Выбор сечения проводов методом экономических интервалов.

Iр = Iмах  i  т

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=P²+Q²/3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=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(28.2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

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

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=P+Q/3U

Участок А-1

Imax=40.29²+21.62²/3110210³=120A

Участок 1-2

Imax=12.138²+6.1²/380.610³=35A

Участок A-3

Imax=28.169²+16.198²/380.610³=85A

Выбор сечения проводов:

Ip=Imaxit i=1.05 t=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 S=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

46км

1

38км

37км

2 А

A Sp=12.14+j6.1 2

35км

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==4617.6=2500т.руб

W=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

W=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

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

112,8кВ

116кВ

111,8кВ

7.04+j9.98 3

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

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

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

Uж1,05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=1.05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

10.3

109.4

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

Uж1.05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

107,3

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

Uж1.05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.

31