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 2×АС 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.