Электрические сети

Министерство образования и науки Республики Казахстан

Карагандинский политехнический колледж.

РАСЧЁТ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ

110/35/10 кВ

Пояснительная записка

ПКЭК 2103002.005 – 22ПЗ

Руководитель проекта:

Ахметов С.К.

Выполнил учащийся

Группы ЭСП-06з

Туменбаев К.И.

2009

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

1.ВЫБОР ВАРИАНТОВ СХЕМ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ И ТРАНСФОРМАТОРОВ

1.1.Определение электрических нагрузок

1.2.Выбор вариантов схем электроснабжения

1.3.Выбор силовых трансформаторов и автотрансформаторов

1.4.Определение потерь мощности в силовых трансформаторах и автотрансформаторах

2.ВЫБОР СЕЧЕНИЯ ПРОВОДОВ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ И ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПОТЕРЬ ЭНЕРГИИ В НИХ

2.1.Выбор сечения проводов ВЛ

2.2.Определение потерь энергии в ВЛ

3.ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ СРАВНЕНИЕ ВАРИАНТОВ

4.ЭЛЕКТРИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ СЕТИ

4.1.Порядок электрического расчета сети

4.2. Составление схемы замещения и определение параметров сети

4.3 Определение расчетных нагрузок на шинах подстанции.

4.4 Определение расчетных нагрузок на участках ЛЭП

4.5.Определение напряжения на шинах подстанции

В максимальном режиме

В минимальном режиме

Аварийный режим

4.6.Выбор способа регулирования напряжения и определение коэффициента трансформации.

В максимальном режиме

В минимальном режиме

В аварийном режиме

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

Введение

Любую развитую страну мира немыслимо представить себе без мощной электроэнергетики – одной из основных отраслей промышленности, охватывающей производство электроэнергии, её передачу, распределение и потребление.

Электроэнергетическая база Казахстана начала создаваться в 30-х годах ХХ века. По плану ГОЭЛРО должны быть созданы ряд гидроэлектростанций в районе Алматы и Восточном Казахстане.

Строились небольшие электростанции при фабриках, заводах, нефтепромыслах и рудниках. Доля Казахстана в общесоюзном производстве в 1940 г. – 1,3%, а в 1950 г. – менее 3%.

В 50-х годах строились ведомственные электростанции при крупных предприятиях. Так в 1950 г. более 80% электроэнергии вырабатывалось промышленными и районными станциями (из-за финансовых, материальных и трудовых ресурсов).

После 50-х годов проводится работа по централизации энергообеспечения республики. В 1950-60 гг. сданы: Жезказганска ТЭЦ, Усть – Каменогорская ГЭС, агрегат Бухтарминской ГЭС и расширяются мощности дейсвующих электростанций. В 1966-70 гг. закончено сооружение Шардаринской ГЭС, начато строительство Капчагайской ГЭС и Жамбыльской ГРЭС. Построен линии электропередач Алматы – Бишкек – Жамбыл.

В 1971-75 гг. Энергетическая база республики пополнилась Аксуйской ГРЭС и Капчагайской ГЭС. В 1973 г. вступила в строй атомная электростанция в г. Актау мощностью 150 тыс.кВт электроэнергии.

За период 1976-80гг. были введены два энергоблока Экибастузской ГРЭС. Началось строительство Шульбинской ГЭС мощностью 1350 тыс. кВт. В 1981-85 гг. освоена проектная мощность Экибастузской ГРЭС– 1 и ввод в действие энергоблоков на ГРЭС– 2, Шульбинской ГЭС. Ввод последних позволял оросить более 400 тыс. га земель Павлодарской и Восточно-Казахстанской областей, сенокосы и пастбища в пойме р.Иртыш. Намечалось строительство энергоблока сверхвысокого напряжения Экибастуз –Урал – Центр.

Чтобы энергетические системы и сети надежно и экономично работали надо понимать сложные процессы в линиях сверхвысоких, высоких и др. напряжений. Надо уметь правильно эти сети проектировать: выбирать наиболее экономичные и надежные схемы и конфигурации, рациональные напряжения, оптимальные сечения проводов, число и мощность трансформаторов, мощность и место расположения компенсирующих устройств и так далее. Надо знать методы расчетов нормальных и аварийных режимов работы: мощность (или токи) на отдельных участках сети, мощность и напряжения в узлах системы для различных систем; потери мощности, которые иногда достигают 10-15% от всей передаваемой мощности в системе и обходятся государству в миллионы тенге.

1.ВЫБОР ВАРИАНТОВ СХЕМ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ И ТРАНСФОРМАТОРОВ

1.1.Определение электрических нагрузок

В задании на курсовое проектирование даны значения активных нагрузок и коэффициентов мощности для каждого потребителя в максимальном и минимальном режиме при соответствующих напряжениях.

По этим данным следует определить реактивные и полные нагрузки по подстанциям

Расчеты выполняются по следующим соотношениям:

(1.1.)

(1.2.)

Таблица1. Параметры потребителей электрической сети

№	Максимальный режим									Минимальный режим
	U1 110 кВ			U2 35 кВ			U3 10 кВ			U1 110 кВ			U2 35кВ			U3 10 кВ
	P	Q	S	P	Q	S	P	Q	S	P	Q	S	P	Q	S	P	Q	S
	МВт	МВар	МВ∙А	МВт	МВар	МВ∙А	МВт	МВар	МВ∙А	МВт	МВар	МВ∙А	МВт	МВар	МВ∙А	МВт	МВар	МВ∙А
1	32	15,4	35,5	-	-	-	20	9,6	22,2	30	16,1	34	-	-	-	10	5,3	11,3
2	-	-	-	25	12	27,7	16	7,6	17,7	-	-	-	15	8	17	6	3,2	6,8
3	26	12,5	28,8	18	8,7	20	12	5,7	13,3	16	8,63	18,8	8	4,31	9	7	3,7	7,95
4	-	-	-	-	-	-	17	8,02	18,8	-	-	-	-	-	-	8	4,3	9

1.2.Выбор вариантов схем электроснабжения

При проектировании предварительно намечаются несколько вариантов (5- 6) схем электрической сети.

Затем, в результате рассуждений, простейших прикидок и сравнений (по общей длине линий, по типу трансформаторов, по моменту нагрузок) выбирают две схемы для дальнейшего расчета.

Можно выбрать несколько вариантов схем электрической сети из радиальных, кольцевых и смешанных схем.

Рисунок №1 Варианты схем электрической сети.

L1=1,5 cм =22,5км; L2=2,7см =40,5км; L3=3,2см =48км; L4=3,3см =49,5

L5=1,4см = 21км; L6=1,9см = 28,5км; L7=1,5см = 22,5км

По полученным суммарным данным выбираются 2 и 4 вариант.

1.3.Выбор силовых трансформаторов и автотрансформаторов

Согласно заданию на каждой подстанции имеются потребители I, II категории, нужно установить два взаимно регулируемых трансформаторов. И рассчитывать по формуле:

(1.3)

Рисунок №2 Схемы электрической сети

I-Вариант

Выбираем ТДН 16000/110

Выбираем ТДТН 40000/110

Выбираем ТДТН 25000/110

Выбираем ТД 16000/35

II-Вариант

Выбираем ТДН 16000/110

Выбираем ТДТН 40000/110

Выбираем ТДТН 25000/110

Выбираем ТДН 16000/110

Номинальные мощности трансформаторов, автотрансформаторов и их технические характеристики принимаются по техническим справочникам и сводятся в таблицу

Таблица 2. Технические данные силовых трансформаторов, автотрансформаторов

№	Тип	Ном. мощ.щ МВА	Ном. напр. кВ			Потери мощн. кВт				Напр. К.З.%			Ток х.х. %
						ХХ	К.З.
			ВН	СН	НН		ВН - СН	ВН- НН	СН- НН	ВН-СН	ВН- НН	СН - НН
1	ТДН 16000/110	16	115	-	11	18	-	85	-	-	10,5	-	0,7
2	ТДТН 40000/110	40	115	38,5	11	39	-	200	-	10,5	17,5	6,5	0,6
3	ТДТН 25000/110	25	115	38,5	11	28,5	-	140	-	10,5	17,5	6,5	0,7
4	ТД 16000/35	16	38,5	-	10,5	21	-	90	-	-	8	-	0,6

1.4.Определение потерь мощности в силовых трансформаторах и автотрансформаторах

Потери мощности в двухобмоточных трансформаторах определяются по формуле (1.4)

Где -потери активной мощности в трансформаторе,

-потери реактивной мощности в трансформаторе.

Потери активной и реактивной мощностей в n параллельно работающих трансформаторах определяются по формулам:

(1.5)

Где n – число параллельно работающих трансформаторов;

- потери холостого хода, из таблицы 2

- потери короткого замыкания, из таблицы 2

- нагрузка трансформаторов в максимальном режиме

- номинальная мощность трансформатора, из таблицы 2

(1.6)

Где - ток холостого хода, из таблицы 2

- напряжение короткого замыкания, % из таблицы 2

Потери мощности в 3-обмоточных трансформаторах и автотрансформаторах.

Полные потери определяются по формуле (1.4).

Потери активной мощности определяется по формуле (1.7):

Где ,,- потери активной мощности соответственно в обмотках высшего, среднего и низшего напряжений. Для 3-обмоточных трансформаторов 110/35/10 кВ расчет потерь к.з. ведется по формуле:

===0,5 (1.8)

Потери реактивной мощности определяется по формуле (1.9):

Где ,,- напряжение коротких замыканий соответственно обмоток высшего, среднего и низшего напряжений, определяются из соотношений:

(1.10)

(1.11)

(1.12)

Определение потерь активной энергии в трансформаторах:

В 2-обмоточных трансформаторах

(1.13)

В 3-обмоточных трансформаторах по формуле (1.14)

Данные расчетов сводятся в таблицу №3

I-Вариант

1-подстанция для трансформатора ТДН 16000/110

3-подстанция для трансформатора ТДТН 25000/110

===0,5*140=70

Результаты расчетов остальных подстанции приведены в таблице №3

II –Вариант

4-подстанция Для трансформатора ТДН 16000/110

2-подстанция для трансформатора ТДТН 40000/110

===0,5*200=100

Результаты расчетов остальных подстанции приведены в таблице №3

Таблица №3. Потери мощности и энергии в трансформаторах

Вариант	№ п/ст	Тип	МВт	МВар	МВА	МВт∙ч
1	1	ТДН 16000/110	0,36	1,8	18,35	601695,8
	2	ТДТН 40000/110	0,28	6,28	6,28	1411834
	3	ТДТН 25000/110	0,151	2,96	2,96	858021
	4	ТД 16000/35	0,29	1,07	1,409	3915976
2	1	ТДН 16000/110	0,36	1,8	1,83	601695,8
	2	ТДТН 40000/110	0,76	3,5	3,5	1026875
	3	ТДТН 25000/110	0,151	2,96	2,96	858021
	4	ТДН 16000/110	0,27	1,38	1,4	538306

2.ВЫБОР СЕЧЕНИЯ ПРОВОДОВ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ И ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПОТЕРЬ ЭНЕРГИИ В НИХ

2.1.Выбор сечения проводов ВЛ

Сечения проводов в районных электрических сетях выбираются методом экономической плотности тока:

(2.1)

Для одноцепных линий: - определяется по формуле:

(2.2)

Для двухцепной линий:

(2.3)

Где n – число параллельно работающих линий.

j – суммарная нагрузка на линии с учетом потерь в трансформаторах в максимальном режиме, МВА

Выбранное сечение проверяют на нагрев в случае аварийного обрыва проводов. Условие проверки:

Для разомкнутой сети аварийным принимается режим обрыва одной цепи.

(2.4)

где - максимальный ток при аварийном режиме, А;

- допустимый ток провода, А.

Для кольцевой сети рассматривают два случая аварии; обрыв ВЛ на головных участках поочередно и соответственно определяют:

(2.5)

где - нагрузка головного участка сети при обрыве ВЛ.

Выбранные сечения ВЛ должны обладать устойчивостью к возникновению коронного разряда. Поэтому, согласно ПУЭ, минимально допустимые сечения на U=110kB – AC-70, U=220kB – AC-240;

Для выбранных сечений ВЛ заполняется таблица №4

I – Вариант

Так как получается нереальные провода в дальнейшем будем решать по варианту № 6.

Выбираем АС 185/24

Выбираем АС 150/19

Рисунок №3

Выбираем АС 185/24

Выбираем АС 95/16

Выбираем АС 240/39

II – Вариант

Рисунок №4

Выбираем 2ЧАС 185/24

Выбираем АС 95/16

Выбираем АС 240/32

Рисунок №5

Выбираем АС 185/24

Выбираем АС 95/16

Выбираем АС 240/39

Выбранные сечения проверяются на нагрев.

I – Вариант

Рисунок №6

Выбираем АС 185/24

Выбираем вместо АС 95/16 провода АС 120/19

II – Вариант

Рисунок №7

Выбираем вместо АС 70/11 провода АС 95/16

Таблица 4 Параметр воздушных линий

№ варианта	Участок ВЛ	Длина км	U,кВ	Марка провода	ro Ом/км	R, Ом
I	0-1	22,5	110	АС 185/24	0,154	1,73
	0-2	40,5	110	АС 150/19	0,195	3,94
	0-4	49,5	110	АС 185/24	0,154	7,63
	4-3	22,5	110	АС 120/19	0,245	5,51
	3-0	48	110	АС 240/39	0,122	5,85
II	0-1	22,5	110	АС 185/24	0,164	3,69
	1-2	21	110	АС 95/16	0,245	5,14
	2-0	40,5	110	АС 240/32	0,118	4,77
	0-4	49,5	110	АС 185/24	0,154	7,63
	4-3	22,5	110	АС 120/19	0,245	5,51
	3-0	48	110	АС 240/39	0,122	5,85

2.2.Определение потерь энергии в ВЛ

Потери активной энергии в ВЛ определяется по формуле:

(2.6)

где - потери активной мощности в ВЛ;

(2.7)

где R – активное сопротивление линии, см. таблица 4;

- время максимальных потерь, часов. Определяется по типовому графику в зависимости от Tmax b cosφ.

I – Вариант

II – Вариант

3.ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ СРАВНЕНИЕ ВАРИАНТОВ

Для определения наиболее выгодного варианта электрической сети применили метод приведенных затрат. Приведенные затраты З определяются из соотношения:

(3.1)

где рн – нормативный коэффициент эффективности, равный 0,12

К – капиталовложения определяются по укрупненным показателям стоимости электрооборудования и сооружения воздушных линий.

Суммарные капиталовложения по электрической сети определяются:

(3.2)

где - капиталовложения на сооружение подстанций, тыс. тг.

- капиталовложения на сооружение воздушных линий, тыс. тг.

Годовые эксплуатационные расходы определяются по формуле:

(3.3)

где - ежегодные отчисления на амортизацию электрооборудования, тыс.тг.

Состоят из амортизационных отчислений подстанций и линий электропередач:

(3.4)

(3.5)

(3.6)

где и - нормы ежегодных отчислений на амортизацию, %.

- ежегодные отчисления на ремонт и обслуживание, тыс.тг.

Определяются по формуле (3.7):

где и - нормы ежегодных отчислений на ремонт и обслуживание ЛЭП, %.

- стоимость годовых потерь электроэнергии, тыс.тг. Определяются по формуле

(3.8)

где - стоимость 1-го кВт∙ч, потерь электроэнергии, тг/кВт∙ч

, - годовые потери в линиях электропередач кВт∙ч.

Более экономичным считается вариант с наименьшими приведенными затратами. При разнице приведенных затрат в пределах 5%, варианты считаются экономически равноценными, поэтому следует выбрать вариант более надежный, удобный для эксплуатации в различных режимах работы, перспективный для дальнейшего развития и т.д.

Технико-экономический расчет сводится в таблицы №5, 6, 7.

Таблица 5 Капитальные затраты на сооружение подстанций

Тип оборудования	Стоимость тыс.тг.	Варианты
		I-вариант		II-вариант
		Колич. шт.	Общая стоимоть тыс.тг.	Колич. шт.	Общая стоимоть тыс.тг.
ТДН 16000/110	7200	4	28800	4	28800
ТДТН 40000/110	14160	2	28320	2	28320
ТДТН 25000/110	10845	2	21690	2	21690
ОРУ 110 кВ более менее	3450 4500	16 6	55200 27000	16 6	55200 27000
ОРУ 35 кВ более менее	1050 900	15	15750	15	15750
КРУ 10 кВ	285	12	3420	12	3420
Постоянная часть затрат	43500 31500 37500 48000	1 1 1 1	43500 31500 37500 48000	1 1 1 1	43500 31500 37500 48000
Итого			340680		340680

Таблица 6 Капитальные затраты на сооружение линий электропередач

№	Участок цепи	Напр. кВ	Кол. цепей	Марка	Тип опор	Длина км.	Район по гол.	Стоим. 1км. тыс.тг	Общ. стоим. тыс.тг.
I	0-1	110	2	АС-185/24	стальные	22,5	I	4170	93825
	0-2	110	2	АС-150/19		40,5		3855	156127
	0-4	110	1	АС-185/24		49,5		2610	129195
	4-3	110	1	АС-120/19		22,5		2340	52650
	3-0	110	1	АС-240/39		48		2805	134640
II	0-1	110	1	АС-185/24	стальные	22,5	I	2610	58725
	1-2	110	1	АС-96/16		21		2220	46620
	2-0	110	1	АС-240/32		40,5		2805	113602
	0-4	110	1	АС-185/24		49,5		2610	129195
	4-3	110	1	АС-120/19		22,5		2340	52650
	3-0	110	1	АС-240/39		48		2805	134640
I	Итого 566245
II	Итого 535425

Таблица 7 Технико-экономические показатели вариантов электрической сети

№	Капитальные затраты	Отчисл. на амортизац. тыс.тг.	Отчисл. на ремонт и обсл. тыс.тг	Стоимость потерь эл.эн тыс.тг	Годовые экспл. Издержки тыс.тг	Расчетные затраты тыс.тг
I	906925	33349,3	12485,3	20204,6	66039,2	174870,2
II	876105	32609,64	12362,1	17826,75	62798,4	167931

I – вариант

II – вариант

Выбираем вариант путем их сравнения. Второй вариант экономичнее первого варианта на 4% и надежнее, поэтому дальнейший расчет производится по второму варианту.

4.ЭЛЕКТРИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ СЕТИ

Цель электрического расчета – определение активных, реактивных мощностей, напряжений на всех участках сети с учетом потерь и выбор РПН на всех подстанциях в нормальном и в аварийном режиме.

Нормальным режимом называют, когда в работе находятся все элементы сети-линии и трансформатора.

Расчет нормального режима производится при максимальных и минимальных нагрузках согласно заданию на курсовое проектирование.

За аварийный принимается режим работы электрической сети с максимальной нагрузкой при наиболее тяжелом виде аварии. Как правило, при отключении наиболее нагруженной воздушной линии.

4.1.Порядок электрического расчета сети

Для расчета электрической сети составляют схему замещения электрической сети с учетом трансформаторов и воздушных линий.

Определяют мощности и напряжения в каждой точке сети в максимальном, минимальном и аварийном режимах. Данные расчета необходимо показать на схеме замыкания.

4.2. Составление схемы замещения и определение параметров сети

- активное сопротивление трансформатора, определяется по формуле:

(4.1)

- номинальное напряжение трансформатора со стороны питания, кВт.

- номинальная полная мощность трансформатора, Ом.

Определяется из соответствия:

(4.2)

Для трехобмоточных трансформаторов определяются сопротивления для каждой обмотки по анологичным формулам.

4.3 Определение расчетных нагрузок на шинах подстанции.

Нагрузка на шинах низшего напряжения ,

высшего напряжения .

Мощность, поступающая в обмотку трансформатора:

(4.3)

где и потери мощности в обмотках трансформатора

(4.4)

(4.5)

Мощность поступающая в трансформатор

где - потери активной мощности в стали трансформатора,

(4.6)

- потери реактивной мощности в стали трансформатора.

Мощность приведенная к линиям ВН п/ст.

(4.7)

В случае отсутствия потребителя на шинах высшего напряжения

(4.8)

Расчетная мощность подстанции

(4.9)

где , - зарядная мощность лини, проходящая к подстанции.

(4.10)

В связи с установкой на п/ст трехобмоточного трансформатора определяются потери мощностей в трех обмотках трансформаторов:

Мощность поступающая в обмотку НН трансформатора:

(4.11)

Мощность поступающая в обмотку СН трансформатора:

(4.12)

Мощность поступающая в обмотку ВН трансформатора:

(4.13)

4.4 Определение расчетных нагрузок на участках ЛЭП

- расчетная нагрузка подстанции мощность конца звена

Мощность начала звена ЛЭП

(4.14)

где - потери мощности в ЛЭП

(4.15)

(4.16)

Весь расчет потерь мощности сводим в таблицу №8 и в таблицу №9

Таблица №8

Баланс мощностей при максимальной, минимальной и аварийной нагрузке.

Мощности и потери мощностей, МВ*А		Кольцо 1 - 2			Кольцо 3 - 4
		I подстанция		II подстанция	III подстанция		IV подстанция
Мощность потребителей с шин 10 кВ	Макс.	20 + j9,6		16 + j7,6	12 + j5,7		17 + 8,02
	Мин.	10 + j5,3		6 + j3,2	7 + j3,7		8 + j4,3
	Авар.	20 + j9,6		16 + j7,6	12 + j5,7		17 + 8,02
Потери мощности в обмотке 10кВ	Макс.			0,009+j0,26	0,009+j0,23
	Мин.			0,0014+j0,038	0,003+j0,085
	Авар.			0,009+j0,26	0,009+j0,23
Потери мощн. в обмотках трансформатора	Макс.	0,081+j1,61					0,058+j1,15
	Мин.	0,02+j0,41					0,0136+j0,27
	Авар.	0,081+j1,61					0,058+j115,
Мощность начала звена обмотки 10 кВ	Макс.			16,009+j7,86	12,009+j6
	Мин.			6,0014+j3,2	7+j3,85
	Авар.			16,009+j7,86	12,009+j6
Мощность потребителей с шин 35 кВ	Макс.			25 + j12	18 + j8,7
	Мин.			15 + j8	8 + j4,31
	Авар.			25 + j12	18 + j8,7
Потери мощности в обмотке 35кВ	Макс.			0,023+j0	0,02+j0
	Мин.			0,009+j0	0,0046+j0
	Авар.			0,023+j0	0,002+j0
Мощность начала звена обмотки 35 кВ	Макс.			25,023+j12,09	18,02+j8,71
	Мин.			15,009+j8,09	8,004+j4,31
	Авар.			25,023+j12,09	18,02+j8,71
Мощность конца обмотки 110 кВ	Макс.			41,03+j19,95	30,02+j14,7
	Мин.			25,02+j13,8	15+j8,165
	Авар.			41,03+j19,95	30,02+j14,7
Потери в обмотке 110 кВ трансформатор	Макс.			0,065+j2,79	0,062+j2,402
	Мин.			0,025+j1,09	0,016+j0,625
	Авар.			0,065+j2,79	0,062+j2,402
Мощность начала звена обмотки 110 кВ	Макс.			41,09+j22,7	30,08+j17,11
	Мин.			25,05+j14,89	15,02+j9,14
	Авар.			41,09+j22,7	30,08+j17,11
Потери мощн. в проводим. трансф.	Макс.	0,036+j0,224		0,08+j0,48	0,057+0,35		0,036+j0,224
	Мин.	0,036+j0,224		0,08+j0,48	0,057+0,35		0,036+j0,224
	Авар.	0,036+j0,224		0,08+j0,48	0,057+0,35		0,036+j0,224
Мощность поступающая в трансформатор	Макс.	20,11+j11,4		40,03+j23,23	30,13+j17,46		17,094+9,37
	Мин.	10,38+j5,934		25,134+j15,37	15,07+j9,14		8,04+j4,8
	Авар.	20,11+j11,4		40,03+j23,23	30,13+j17,46		17,094+9,37
Половина емкостной мощности линии		0 – 1	0,41		0 – 4	0,916
		1 – 2	0,365		4 – 3	0,401
		2 - 1	0,76		3 – 0	0,904
Мощн. на шинах 110кВ с емкостн. мощн. линии	Макс.	52,11+j26,09		42,03+j22,09	56,1+j28,74		17,09+j8,05
	Мин.	40,38+j21,34		25,1+j14,24	31,07+j16,4		8,04+j3,48
	Авар.	52,11+j26,09		42,03+j22,09	56,1+j28,74		17,09+j8,05

Таблицы №9 Баланс мощностей при максимальной, минимальной и аварийной нагрузке на линиях подстанции

Мощности и потери мощностей	Максимальный режим	Минимальный Режим	Аварийный режим
Мощность начала линии 0 – 1	59,62+j32,61	42,3+j23,6
Мощность начала звена 0 – 1	59,62+j32,61	42,3+j24
Мощность конца звена 0 –1	58,43+j29,73	41,68+j22,49
Мощность начала звена 1 – 2	6,32+j3,64	1,301+j1,15	52,11+j26,5
Мощность конца звена 1 – 2	6,3+j3,61	1,3+j1,15	53,43+j28,78
Мощность конца звена 2 – 0	35,73+j18,48	23,83+j13,09	95,46+j50,88
Мощность начала звена 2 – 0	36,31+j20,44	24,09+j13,97	99,68+j65,06
Мощность начала линии 2 – 0	36,31+j19,68	24,09+j13,21	99,68+j64,3
Мощность начала линии 0 – 4	33,37+j17,47	17,4+j8,33
Мощность начала звена 0 – 4	33,37+j18,39	17,4+j9,25
Мощность конца звена 0 –4	32,6+j16,43	17,19+j8,7
Мощность начала звена 4 – 3	15,5+j8,38	9,14+j5,21
Мощность конца звена 4 – 3	15,4+j8,17	9,1+j5,14
Мощность конца звена 3 – 0	40,73+j20,57	21,97+j11,31
Мощность начала звена 3 – 0	41,65+j23,4	22,21+j12,19
Мощность начала линии 3 – 0	41,65+j22,5	22,21+j11,286

4.3.Определение напряжения на шинах подстанции

Напряжение на шинах ВН п/ст определяется по формуле:

(4.1)

где R и X – сопротивления участка ВЛ.

Для электрических сетей напряжением 110 кВ поперечная составляющая падения напряжения принимает незначительное значение, поэтому данной величиной можно пренебречь.

Определения напряжения на шинах НН и СН подстанции производится по аналогичным формулам, но учитываются потери напряжения в сопротивлениях трансформаторов.

В итоге получаем расчетные напряжения на шинах высокого напряжения подстанций, максимальном, минимальном и аварийном режимах.

В максимальном режиме

Кольцо 3 – 4

Кольцо 1 – 2

В минимальном режиме

Кольцо 3 – 4

Кольцо 1 – 2

Аварийный режим

4.4.Выбор способа регулирования напряжения и определение коэффициента трансформации.

Согласно нормам технологического проектирования на подстанциях устанавливают трансформаторы со встроенными системами регулирования напряжения РПН (регулирование под нагрузкой).

Для трехобмоточных трансформаторов в первую очередь выбирается положение РПН исходя и расчетного желаемого напряжения на шинах низшего напряжения подстанции. Затем выбирается одно общее для всех режимов ответвление обмотки высшего напряжения.

Трансформаторам с РПН выбор ответвления производится в следующем порядке:

Определяется расчетное напряжение на шинах НН и СН

(4.2)

где - расчетное напряжение на шинах НН и СН приведенное к стороне ВН трансформатора;

- коэффициент трансформации;

Принимаем число витков обмотки ВН при работе ее на основное ответвление за 100%. Тогда необходимое относительное снижение числа витков обмотки ВН для получения желательного напряжения на шинах определяется:

(4.3)

Из справочника определяется диапазон регулирования данного трансформатора

где n – число ответвлений;

- относительное число витков одной ступени регулирования, %.

Выбирается рабочее ответвление обмотки ВН

(4.4)

полученное число округляется до ближайшего целого.

Определяется фактическое напряжение на шинах НН, кВ

(4.5)

В максимальном режиме

Диапазон регулирования

В минимальном режиме

Диапазон регулирования

В аварийном режиме

Список использованной литературы

М: Рожкова Л.Д., Козулин В.С. Электрооборудование станций и подстанций: Учебник для техникумов. -3-е издание, перераб. И доп.-М: Энергоатомиздат, 1987-648 с. ил.

Л2: В.А Боровиков, В.К. Косарев, Г.А. Ходот Электрические сети и система. Учебник пособие для техникумов. М., «Энергия». 1968

Л.З. Пособие к курсовому и дипломному проектированию для электроэнергетических специальностей вузов: Учебник пособие для студентов электроэнергетических спец. вузов, 2-е издание, перераб. и доп. /В.М. Блок, Г.К. Обушев, Л.Б. Паперко и др.: Под редакцией В.М. Блок – М.: Высшая школа, 1990-383с.