W003260 Дипломная работа Развитие единой энергетической системы России

Введение

Энергетическая промышленность является частью топливное – энергетической промышленности и непрерывно связана с еще одной составляющей этого гигантского – хозяйственного комплекса топливной промышленности. Доля энергетики в отраслевой структуре промышленности России составляет 10 %.

Развитие энергетики России, усиление связей между энергосистемами требует расширения строительства электроэнергетических объектов, в том числе, электрических сетей напряжением 110 кВ переменного тока.

Неблагоприятна экономическая ситуация в стране серьезно затронула электроэнергетику. Уменьшились среднегодовые объемы сооружения электросетей напряжением 110кВ и выше.

Одна из коренных проблем сегодня – прогрессирующее старение основных фондов отрасли. Крайне острая подобная проблема также для электрических и тепловых сетей. Так, уже сегодня требует замены тысячи километров ВЛ. Перспектива развития электроэнергетики остается во многом неопределенной из-за отсутствия долговременных решений по источникам информации инвестиционных средств отрасли.

Из основного назначения электрической сети следует, что она должна обеспечивать достаточную надёжность электроснабжения. Опыт показывает, что практически все элементы электрической сети иногда могут повреждаться. При надлежащем качестве эксплуатации сети повреждения возникают из-за климатических условий.

Для передачи и распределению электрической энергии на территории города предусматривается соответствующая система электроснабжения. Она представляет собой совокупность трансформаторных подстанций и электрических сетей различного напряжения. Питание системы производится от тепловых электростанций расположенных на территории города, а также тепловых и гидроэлектростанций, находящихся за его пределами. Для передачи электрической энергии от внешних источников к потребителям используются линии электропередачи напряжением 35-110 кВ и выше.

Повышение экономичности передачи электроэнергии предполагают усиление управляемости линий переменного тока с регулированием потоков активной и реактивной мощности. Средствами достижения такого сочетания могут служить системы гибкого управления на основе силовой электроники статически управляемые компенсаторы как источники реактивной мощности.

При проектировании электросетей необходимо решить следующие вопросы: составления электробаланса страны определение перспектив развития отдельных районов и использование сырьевых ресурсов районов, и использование сырьевых ресурсов выбора мощности и место рождения электростанций, размещение крупных энергопредприятий, объединение энергосистем не могут быть решены без учета электросетей. При этом нельзя выбирать отдельно наивыгоднейшие параметры электростанций электросетей и т.д. Эти вопросы необходимо решать комплексно с учетом взаимного влияния таким образом, чтобы было обеспечено наиболее эффективное и рациональное использование имеющихся энергоресурсов.

Задачу проектирования электрических систем следует рассматривать как задачу развития единой энергетической системы России. При проектировании электрических систем важно учитывать интересы и специфику административных и экономических районов. Поэтому проектирование ЕЭС России должно основываться на учете развития энергосистем и их объединений.

В соответствии с основными положениями Энергетической программы на длительную перспективу в ближайшие два десятилетия намечено завершение формирования ЕЭС страны, сооружение магистральных линий электропередачи напряжением 1150 кВ постоянного тока.

Создание мощных электрических систем обусловлено их большими технико-экономическими преимуществами. С увеличением их мощности появляется возможность сооружения более крупных электрических станций с более экономичными агрегатами, повышается надежность электроснабжения потребителей, более полно и рационально используется оборудование.

Следует учитывать, что к электрической сети предъявляются определенные технико-экономические требования, с учетом которых и производится выбор наиболее приемлемого варианта.

Экономические требования сводятся к достижению по мере возможности наименьшей стоимости передачи электрической энергии по сети, поэтому следует стремиться к снижению капитальных затрат на строительство сети. Необходимо также принимать меры к уменьшению ежегодных расходов на эксплуатацию электрической сети. Одновременный учет капитальных вложений и эксплуатационных расходов может быть произведен с помощью метода приведенных затрат. В связи с этим оценка экономичности варианта электрической сети производится по приведенным затратам.

1 Технологическая часть

1.1 Анализ схемы сети и описание возможных вариантов сети

Оренбургская область располагает значительным электроэнергетическим потенциалом. Суммарная мощность электростанций составляет 3,7 млн. кВт. В настоящее время в области функционирует пять электростанций. Более 99% электроэнергии вырабатывается на тепловых электростанциях и теплоэлектроцентралях.

Самая крупная электростанция области – Ириклинская ГРЭС расположена на востоке области в южной прибрежной зоне Ириклинского водохранилища. По мощности (2,4 млн. кВт) является одной из наиболее крупных ТЭС не только в Уральском экономическом районе, но и в России. Она обеспечивает электроснабжение восточных и центральных районов Оренбургской области и поставляет электроэнергию в энергосистемы регионов Урала и Казахстана. На территории области действуют пять тепловых электроцентралей, которые размещены вблизи крупных промышленных предприятий и городов.

Бузулукский район электрически связан с объединенной энергосистемой Российской Федерации. Он граничит с энергосистемой Казахстана, Башкирии, Самарской области. Основными питающими ВЛ Бузулукскского района являются ВЛ 220кВ Куйбышевская-Бузулукская, ВЛ 220кВ Бузулукская – Сорочинская, ВЛ 110кВ Комсомолец-Бузулукская – 1,2 цепь, ВЛ 110кВ Первомайская-Южная, ВЛ 110кВ Бузулукская-Державинская, ВЛ 110кВ Бузулукская-Сорочинская 1,2 цепь. Основным объектом генерации является Ириклинская ГРЭС ОАО «Интер РАО - Электрогенерация». Протяженность сетей 100 кВ в Бузулукском районе составляет – 990,1 км, 35 кВ – 1228,7 км.

Развитие электрических сетей является одним из важнейших показателей уровня электроэнергетики страны. Основным показателем технического состояния электрических сетей может служить их возрастная структура. Более 20% (по протяженности) воздушных линий электропередачи (ВЛ) напряжением 35-220 кВ эксплуатируется свыше 40 лет, 47% – старше 25 лет. Около 50% подстанционного оборудования эксплуатируется сверх норматива (более 25 лет). Старение основных фондов представляет одиз серьезнейших проблем для энергетической системы России. Ухудшение технического состояния электрических сетей – один из основных факторов нарастания числа случаев нарушения их работы.

Исходя из этого, возникает необходимость проектирования новых сетей, особенно в случае увеличения мощности.  Из конечного множества вариантов схем соединения источников питания с потребителями электрической энергии выбраны пять, характеризующиеся одинаковой надежностью, но различной протяженностью (рисунок 1). В соответствии с [16] потребители I категории должны обеспечиваться электроэнергией от двух независимых источников питания, и перерыв в их электроснабжении допускается лишь на период автоматического включения резервного питания. В большинстве случаев двух цепная линия не удовлетворяет требованиям надежности электроснабжения потребителей I категории, так как при повреждении опор при гололеде возможен полный перерыв питания. Для таких потребителей необходимо предусматривать не менее двух отдельных линий. Для потребителей II категории в большинстве случаев также предусматривают питание по двум отдельным линиям либо по двух цепной линии. Однако, учитывая непродолжительность времени аварийного ремонта воздушных линий, электроснабжение нагрузок II категории допускается производить по одной воздушной линии. Для потребителей III категории достаточно питания по одной линии.

 

Рисунок 1 – Варианты схем проектируемого района

Самым оптимальным и дешевым вариантом наших схем являются 1, 3 и 4 варианты схем.

Радиально – резервированные:

Под радиальной схемой понимают такой способ распределения электроэнергии, при котором каждая подстанция питается по отдельной ЛЭП.

Достоинства: высокая надежность и удобство автоматизации, вывод из строя одной ЛЭП, не оказывает влияния на работу ЛЭП, так как аварии анализируются действием защитных аппаратов в поврежденной схеме. Радиальная схема позволяет отключить сеть, не загружая трансформатор в момент минимальной нагрузки, а при аварии питать потребителей от трансформатора используя его перегрузочную способность, что дает возможность частично или полного резервирования и создает удобство при эксплуатации, особенно при проведении ремонтных работ.

Недостатки: большие затраты на сооружение этих схем, связанные со стоимостью проводникового материала и распределительных щитов с большим количеством защитных аппаратов, а также недостаточный гибкостью сети при изменении технологического процесса.

Смешанно – резервированная:

Смешанные схемы сочетают в себе элементы радиальной и магистральной схемы, также сочетание позволяет добиться большей надежности, меньшими затратами и простоты в эксплуатации. Эти схемы обеспечивают кратчайший путь передачи электроэнергии от источника питания и потребителю, благодаря чему сокращается расход проводниковых материалов, коммутационных аппаратов, а также уменьшает потери электроэнергии.

1.2 Выбор оборудования и расчет параметров сети

1.2.1 Выбор компенсирующих устройств. Целью установки компенсирующих устройств в первую очередь является воздействие на параметры режима. При этом учитываются как технические требования, так и условия экономичности. Изменение генерируемой реактивной мощности в отдельных узлах электрической сети приводит к изменению передаваемой реактивной мощности по участкам сети, а следовательно, к изменению режима напряжений в сети и значений токов в её элементах.

Снижение реактивных токов по участкам сети приводит к уменьшению полного тока на соответствующих участках, а следовательно, к снижению потерь активной и реактивной мощности и потерь энергии.

В питающих сетях напряжением до 110 КВ распределение реактивной мощности обычно ограничивается параметрами режима. Поэтому определение потребляемой суммарной реактивной мощности компенсирующих устройств по условиям баланса реактивной мощности даже в пределах одной ступени напряжения не может считаться достаточным.

Обычно определяющими могут оказаться послеаварийные режимы работы сети. Несколько усложняется и учёт условий экономичности. При этом необходимо считаться с влиянием распределения реактивной мощности в сети на режим напряжения и изменения режима напряжений на потери активной мощности в сети.

Определяем tq φ:

tq φ = (√1-соsφ2)/соsφ,     (1.1)

где   соsφ – коэффициент мощности для всех нагрузок (0,7-0,8).

tq φ1 = 0,75;

tq φ2 = 0,75;

tq φ3 = 0,7;

tq φ4 = 0,7.

Определяем наибольшее значение реактивной мощности сети:

Qнб = Рнб *tq φ,      (1.2)

где  Рнб – наибольшее значение мощности, МВт.

Qнб1 = 20*0,75 = 15 МВАр;

Qнб2 = 30*0,75 = 22,5 МВАр;

Qнб3 = 15*0,7 = 10,5 МВАр;

Qнб4 = 12*0,7 = 8,4 МВАр;

Определяем реактивную мощность КУ:

Qк = Рнб*(tq φ-tq φэ),     (1.3)

где  tq φэ – коэффициент реактивной мощности – 0,3.

Qк1 = 20*(0,75-0,3) = 9 МВАр;

Qк2 = 30*(0,75-0,3) = 13,5 МВАр;

Qк3 = 15*(0,7-0,3) = 6,75 МВАр;

Qк1 = 12*(0,7-0,3) = 5,4МВАр

Определяем остаточную реактивную мощность:

Qост = Qнб -Qк,       (1.4)

где Qнб – наибольшее значение реактивной мощности, МВАр.

Qост1 = 15-9 = 6 МВАр;

Qост2 = 22,5-13,5 = 9 МВАр;

Qост3 = 10,5-6,75 = 3,75 МВАр;

Qост4 = 8,4-5,4 = 3 МВАр

Определяем регулируемую мощность:

Qр = Рнб*tq φэ+Qост,      (1.5)

где  Qост – остаточная реактивная мощность, МВАр.

Qр1 = 20*0,3+6 = 12 МВАр;

Qр2 = 30*0,3+9 = 18 МВАр;

Qр3 = 15*0,3+3,75 = 8,25МВАр;

Qр4 = 12*0,3+3 = 6,6 МВАр

Выбираем КУ типа КС1-0,66-20-3 У3 и КСВБ 50-11 У1.

1.2.2 Выбор номинального напряжения сети. Номинальное напряжение электрической сети существенно влияет как на её технико-экономические показатели, так и на технические характеристики.

Экономически целесообразное номинальное напряжение зависит от мощности нагрузки, удалённости их от источника питания, расположения относительно друг друга, от выбранной конфигурации электрической сети, способа регулирования напряжения и др. Чем больше передаваемая по линии мощность и расстояние, на которое она передаётся, тем выше должно быть номинальное напряжение по техническим и экономическим нормам.

Определяем номинальное напряжение:

1 вариант:

Uном = 1000/(500/L+2500/Рmах),   (1.6)

где  L - длина линии, км;

Рmах – мощность, передаваемая по линии, МВт.

UА-1 = 1000/(500/42+2500/20) = 94,3 кВ;

UА-2 = 1000/(500/84+2500/30) = 106,38 кВ;

U3-N = 1000/(500/54+2500/15) = 75,41 кВ;

UА-4 = 1000/(500/62+2500/12) = 68,49 кВ.

Аналогичный расчет для второго и третьего вариантов

2 вариант:

UА-2 = 1000/(500/ 84 +2500/ 20) = 90,9 кВ;

UN-1 = 1000/(500/ 20 +2500/ 30) = 109,89 кВ;

UА-3 = 1000/(500/ 82 +2500/ 15) = 75,52 кВ;

U4-K = 1000/(500/ 32 +2500/ 12) = 67,11 кВ.

3 вариант:

UА-1 = 1000/(500/42+2500/20) = 85,47 кВ;

UА-2 = 1000/(500/84+2500/30) = 109,77 кВ;

UА-3 = 1000/(500/ 82 +2500/ 15) = 75,52 кВ;

UА-4 = 1000/(500/62+2500/12) = 69,3 кВ.

Для трех вариантов по полученным результатам выбираем Uном = 110кВ.

1.2.3 Выбор типа и сечения проводов. При выборе типа и сечения проводов обращают внимание на схему соединения сети и максимальную нагрузку подстанции.

Для выбора типа и сечения проводов определим максимальную нагрузку сети:

Sном = Pmах /соs ,      (1.7)

где  Pmах – мощность, передаваемая по линии, МВт;

соs  - коэффициент мощности.

Sном 1 = 20/0,8 = 25МВА;

Sном 2 = 30/0,8 = 37,5МВА;

Sном 3 = 15/0,82 = 18,29МВА;

Sном 4 = 12/0,82 = 14,63МВА.

Imах = 1,05*1,2*Sном/(√3*Uном),    (1.8)

где  Uном – номинальное напряжение линии, Кв.

Imах1 = 1,26*25/(1,73*110) = 165,5А;

Imах2 = 1,26*37,5/(1,73*110) = 248А;

Imах3 = 1,26*18,29/(1,73*110) = 121А;

Imах4 = 1,26*14,63/(1,73*110) = 96,86А

Согласно расчетам, для всех подстанций принимаем провода типа АС70,АС-95, АС-120, АС-240 технические параметры проводов представлены в таблице 1.

Таблица 1.1- Технические параметры проводов

Марка провода АС-70 АС-95 АС-120 АС-240

Iдоп, А 265 330 390 610

r0, Ом/км 0,428 0,306 0,249 0,120

х0, Ом/км 0,444 0,434 0,247 0,405

b0, См/км∙10-6 0,0255 0,0261 0,0266 0,0281

Параметры линий определим по формулам:

Активное сопротивление определяют по формуле:

 ,        (1.9)

где      - удельное сопротивление линии при 20°С, Ом/км;

  - длина линии, км.

При выполнении расчётов установившихся режимов сети отличие эксплуатационной температуры от 200С не учитывается, согласно ГОСТ 839-80.

Реактивное сопротивление определяют по формуле:

 ,        (1.10)

где     – удельное сопротивление линии, Ом/км;

  – длина линии, км.

Реактивную проводимость определяют по формуле:

 ,       (1.11)

где     – удельная ёмкостная проводимость, См/км.

Qл = q0* L,       (1.12)

где    – удельная ёмкостная проводимость, См/км.

Результаты расчета представим в таблице 1.2.

Таблица 1.2 - Параметры линий

Вариант

схем Параметры линии № подстанции

 1 2 3 4

1 R, Ом 17,9 20,9 16,5 12,2

X, Ом 18,6 35,8 23,4 26,04

b*104, См 1,07 2,2 1,4094 1,6

q, МВар 1,4 2,9 1,89 2,2

2 R, Ом 35,9 4,9 25,09 6,33

X, Ом 37,3 8,54 35,5 13,44

b*104, См 2,1 0,5 2,1 0,8

q, МВар 2,86 0,7 2,87 1,1

3 R, Ом 17,9 20,9 25 12,2

X, Ом 18,6 35,8 35,5 26,04

b*104, См 1,07 2,2 2,1 1,6

q, МВар 1,4 2,9 2,87 2,2

1.2.4 Выбор трансформаторов и расчет их параметров. Мощность трансформатора в нормальных условиях эксплуатации должна обеспечивать питание электрической энергией всех потребителей, подключенных к данной подстанции. Кроме того, нужно учитывать необходимость обеспечения ответственных потребителей (I и II категорий) электрической энергией и в случае аварии на одном из трансформаторов, установленных на подстанции. Следует отметить, что повреждения трансформаторов на понижающих подстанциях, сопровождающиеся их отключением, довольно редки, однако с их возможностью следует считаться, особенно если к подстанции подключены потребители I и II категорий, не терпящие перерывов в электроснабжении. Поэтому, если подстанция питает потребителей укачанных категорий, на ней должно быть установлено не менее двух трансформаторов. В случае аварии на одном из трансформа торов второй должен обеспечить полной мощностью названных потребителей.

При оценке мощности, которая будет приходиться в послеаварийном режиме на оставшийся в работе трансформатор, следует учитывать его перегрузочную способность. В противном случае можно без достаточных оснований завысить установленною мощность трансформаторов и тем самым увеличить стоимость подстанции. В послеаварийных режимах допускается перегрузка трансформаторов до 140% на время максимума (не более 6 ч в сутки на протяжении не более 5 суток). Такая перегрузка может быть допущена при условии, что система обладает передвижным резервом трансформаторов. Следует учитывать, что при аварии на одном из параллельно работающих трансформаторов допускается отключение потребителей III категории. Практически это осуществимо в том случае если потребители III категории питаются по отдельным линиям.

Если вся нагрузка состоит из потребителей только III категории, на подстанции может быть установлен один трансформатор, рассчитанный на всю подключенную на момент максимума мощность. Некоторые потребители II категории, терпящие перерывы в электроснабжении, также могут питаться от однотрансформаторных подстанций, особенно при наличии в системе передвижного резерва трансформаторов. Трансформатор является надежным элементом электрической системы, выходящим из строя в результате аварии не чаше одного раза в 15 лет.

Выбор количества трансформаторов зависит от требований к надежности электроснабжения питающихся от подстанции потребителей и является, таким образом, технико-экономической задачей.

В практике проектирования на подстанциях всех категорий предусматривается, как правило, установка двух трансформаторов. Мощность трансформаторов выбирается по нагрузке пятого года эксплуатации подстанции, считая с года ввода трансформатора.

Мощность каждого из двух трансформаторов выбирается равной 0,65-0,7 максимальной нагрузки подстанции для обеспечения питания всех потребителей при аварийном выходе одного трансформатора.

Выбор трансформатора производим с учётом 40% перегрузки.

Мощность трансформаторов может быть определена ориентировочно по выражению:

       (1.13)

где      - наибольшая нагрузка подстанции, МВА;

  - коэффициент допустимой перегрузки;

n - число трансформаторов на подстанции.

Sтном1 =   МВА;

Sтном2 =   МВА;

Sтном3 =   МВА;

Sтном4 =   МВА.

По расчетным значениям мощности и с учетом требований надежности и экономичности выбираем трансформаторы [Н], технические параметры которых представлены в таблице 1.3.

Таблица 1.3 - Технические параметры трансформаторов

№

п/ст. Марка трансформатора Sном,

МВА Uвн, кВ UНН, кВ Uk, % Iх, % Pх, КВт Pk, КВт Цена, млн.р

1 ТП ТРДН-25000/110 25 115 10,5 10,5  0,7 28,5 140 6

2 ТП ТРДН-40000/ 110 40 115 10,5 10,5 0,55 34 170 22

3,4ТП ТДН-25000/110 25 115 38,5 10,5 0,65 25 120 12

На каждой ПС выбираем по 2 трансформатора, это связано с тем, что Рнагр больше 10 МВт.

Расшифровка: ТРДН-40000/110 – Трансформатор трехфазный двухобмоточный с расщепленной обмоткой нижнего напряжения, охлаждение -  принудительная циркуляция воздуха и естественная циркуляция масла, имеется система регулирования напряжения, номинальная мощность 40000 кВА, класс напряжения обмотки ВН 110 кВ.

ТРДН-25000/110 – Трансформатор трехфазный двухобмоточный с расщепленной обмоткой нижнего напряжения, охлаждение- принудительная циркуляция воздуха и естественная циркуляция масла, имеется система регулирования напряжения, номинальная мощность 25000 кВА, класс напряжения обмотки ВН 110 кВ.

ТДН-63000/110 – Трансформатор трехфазный двухобмоточный, система охлаждения - принудительная циркуляция воздуха и естественная циркуляция масла, имеется система регулирования напряжения, номинальная мощность 63000 кВА, класс напряжения обмотки ВН 110 кВ.

Определение сопротивления схемы замещения:

ТРДН - 40000/110

Индуктивное сопротивление высокого напряжения:

Xтв% =  ,     (1.14)

где  Uквн – значение выходного напряжения, Кв;

Uн – номинальное напряжение сети, Кв;

Sном – номинальная мощность трансформатора, МВА.

Определяем коэффициент работы трансформатора:

Кр =  1,71,    (1.15)

где  Uкнн – напряжение короткого замыкания обмотки низшего напряжения, КВ.

Xтв% =  18,18 Ом.

Индуктивное сопротивление низкого напряжения:

Xтн% = Xтн2% =  ,     (1.16)

Xтн% =  27,15Ом.

Определяем активное сопротивление:

Rтв% =  ,      (1.17)

где  ΔРКВН – потери короткого замыкания, КВт.

Rтв% =  0,64 Ом.

Rтн1% = Rтн2% = 2∙Rтв = 2∙0,64 = 1,28 Ом.

Аналогичный расчет ведем для трансформаторов ТРДН - 25000/110 и ТДН - 25000/110.

ТРДН - 25000/110:

Кр =  1,71

Xтв% =  11,43 Ом.

Хтн1% = Хтн2% 17,13 Ом.

Rтв% =  0,37 Ом.

Rтн1% = Rтн2% = 2∙Rтв = 2∙0,37 = 0,74 Ом.

ТДН - 25000/110:

Xтв% =  73,94Ом.

Rтв% =  0,373 Ом.

Расчет потерь в трансформаторах:

ТРДН – 40000/110

Потери активной мощности в обмотках трансформатора:

∆P =  ,     (1.18)

где  n – количество трансформаторов, шт;

ΔРх – потери холостого хода, МВт;

ΔРк – потери короткого замыкания, МВт;

Si – мощность трансформатора, МВА;

Sном – номинальная мощность трансформатора, МВА.

∆P =  МВт.

Потери реактивной мощности в обмотках трансформатора:

Q =  ,     (1.19)

где  Iх – ток холостого хода, %;

Uк – напряжение короткого замыкания, кВ.

∆Q =  МВАр.

Расчет для остальных трансформаторов аналогичен.

ТРДН – 25000/110:

∆P =  МВт

∆Q =  МВАр.

ТДН – 25000/110 (подстанция 3):

∆P =  МВт

∆Q =  МВАр.

ТДН – 25000/110 (подстанция 4):

∆P =  МВт

∆Q =  МВАр.

1.2.5 Определение расчетной нагрузки подстанции. Расчет нагрузки подстанции осуществляется для определения максимальных и минимальных режимов. Этот расчет необходим также для определения потерь в линии, определения мощности трансформаторов.

Несовпадение во времени максимумов нагрузки отдельных потребителей, питающихся от общих элементов электроснабжения, приводит к тому, что результирующая расчетная нагрузка данного элемента меньше суммы нагрузок, присоединенных потребителей.

Расчетная нагрузка рассматриваемого элемента электроснабжения может определяться суммированием графиков всех потребителей. Однако такой метод не находит практического применения из-за большой трудоемкости.

Определение расчетной нагрузки элементов сети производится, как правило, с использованием коэффициентов разновременности, максимума элементов низших ступеней электроснабжения.

Sрасч = Рнагр+Р+j(Qнагр+Q-Qсн),    (1.20)

где  Рнагр – потери на нагрев, МВт;

Р – потери активной мощности в обмотках трансформатора, МВт;

Q - потери реактивной мощности в обмотках трансформатора, МВАр;

Qсн – коэффициент низшей ступени электроснабжения,МВАр.

Qсн = 0,5*Uном2*b,      (1.21)

где  b – удельная емкостная проводимость, См/км.

1 вариант:

Qс1н = 0,5*1102 *0,0001071 = 0,65МВАр;

Qс2н = 0,5*1102 *0,00022344 = 1,35МВАр;

Qс3н = 0,5*1102 *0,00014094 = 0,85МВАр;

Qс4н = 0,5*1102 *0,0001674 = 1,01МВАр.

Sрасч1 = 20+0,113+j(18,75+1,394-0,65) = 20,113+j19,49МВА;

Sрасч2 = 30+0,104+j(26,25+1,802-1,35) = 30,104+ j26,702МВА;

Sрасч3 = 15+0,15+j(11,5+2,54-0,85) = 15,15+ j13,19МВА;

Sрасч4 = 12+0,175+j(10+2,277-1,01) = 12,175+j12,267МВА.

2 вариант:

Qс1н = 0,5*1102 *0,0002142 = 1,296МВАр;

Qс2н = 0,5*1102 *0,0000532 = 0,32МВАр;

Qс3н = 0,5*1102 *0,00021402 = 1,29МВАр;

Qс4н = 0,5*1102 *0,0000864 = 0,52МВАр.

Sрасч1 = 20+0,113+j(18,75+1,394-1,296) = 20,113+j18,848МВА;

Sрасч2 = 30+0,104+j(16,25+1,802-0,32) = 30,104+j17,732МВА;

Sрасч3 = 15+0,15+j(11,5+2,54-1,29) = 15,15+j14,75МВА;

Sрасч4 = 12+0,175+j(10.5+2,277-0,52) = 12,175+j12,757МВА.

3 вариант:

Qс1н = 0,5*1102 *0,0001071 = 0,65МВАр;

Qс2н = 0,5*1102 *0,00022344 = 1,35МВАр;

Qс3н = 0,5*1102 *0,00021402 = 1,29МВАр;

Qс4н = 0,5*1102 *0,0001674 = 1,01МВАр.

Sрасч1 = 20+0,113+j(18,75+1,394-0,65) = 20,113+j19,49МВА;

Sрасч2 = 30+0,104+j(26,25+1,802-1,35) = 30,104+ j26,702МВА;

Sрасч3 = 15+0,15+j(31,5+2,54-1,29) = 15,15+j32,75МВА;

Sрасч4 = 12+0,175+j(10+2,277-1,01) = 12,175+j13,267МВА.

Определяем падение напряжения в узловых точках:

U = Uмах-(Р*R+Qнб*Х)/Uмах,     (1.22)

где  Uмах – максимальное напряжение, кВ;

Р – активная мощность нагрузки, МВт;

R – активное сопротивление линии на данном участке, Ом;

Qнб – реактивная мощность нагрузки, МВт;

Х – реактивное сопротивление линии на данном участке, Ом.

1 вариант:

U1 = 117-(20*17,976+0,65*18,648)/117 = 113,06кВ;

U2 = 117-(30*20,916+1,35*35,868)/117 = 110,33кВ;

U3 = 117-(15*16,524+0,85*23,436)/117 = 110,47кВ;

U4 = 117-(12*12,276+1,01*26,04)/117 = 111,53кВ.

2 вариант:

U1 = 117-(20*35,952+1,296*37,296)/117 = 108,9кВ;

U2 = 117-(30*4,98+0,32*8,54)/117 = 115,5кВ;

U3 = 117-(15*25,092+1,29*35,588)/117 = 106,96кВ;

U4 = 117-(12*6,336+0,52*13,44)/117 = 114,23кВ.

3 вариант:

U1 = 117-(20*17,976+0,65*18,648)/117 = 113,06кВ;

U2 = 117-(30*20,916+1,35*35,868)/117 = 110,33кВ;

U3 = 117-(15*25,092+1,29*35,588)/117 = 106,96кВ;

U4 = 117-(12*12,276+1,01*26,04)/117 = 111,53кВ.

1.2.6 Регулирование напряжения в сети:

U/н = Uв/2+√Uв 2/4-Рн*Rт-Qнб*Хт,    (1.23)

где  Uв – значение падения напряжения в узловых точках, кВ;

Рн – активная мощность нагрузки, МВт;

Rт – реактивная мощность нагрузки, МВт;

Хт – реактивное сопротивление линии, Ом.

1 вариант:

U/н1 = 113,06/2+√113,062/4-20*1,36-18,75*10,75 = 110,94кВ;

U/н2 = 110,33/2+√110,332/4-30*0,6-26,25*19,08 = 105,38кВ;

U/н3 = 110,47/2+√110,472/4-15*0,6-31,5*19,08 = 104,46кВ;

U/н4 = 111,53/2+√111,532/4-12*0,44-35*10,75 = 107,84кВ.

2 вариант:

U/н1 = 108,9/2+√108,92/4-20*1,36-18,75*10,75 = 106,69кВ;

U/н2 = 115,5/2+√115,52/4-30*0,6-26,25*19,08 = 110,79кВ;

U/н3 = 106,96/2+√106,962/4-15*0,6-31,5*19,08 = 100,72кВ;

U/н4 = 114,23/2+√114,232/4-12*0,44-35*10,75 = 110,6кВ.

3 вариант:

U/н1 = 113,06/2+√113,062/4-20*1,36-18,75*10,75 = 110,94кВ;

U/н2 = 110,33/2+√110,332/4-30*0,6-26,25*19,08 = 105,38кВ;

U/н3 = 106,96/2+√106,962/4-15*0,6-31,5*19,08 = 100,72кВ;

U/н4 = 111,53/2+√111,532/4-12*0,44-35*10,75 = 107,84кВ.

Определяю желаемое ответвление:

П отв жел = (U/ н1*U нн/U нжел*U вн–1)*100/U отв,   (1.24)

где  U нн – значение низшего напряжения на участке, кВ;

U нжел – значение желаемого низшего напряжения, кВ;

U вн – значение высшего напряжения на участке, кВ

U отв – напряжение ответвления, кВ.

1 вариант:

П отв1 жел = (110,94*11/10,5*115–1)*100/2,047 = 0,49;

П отв2 жел = (105,38*38,5/35 *115–1)*100/2,047 = 0,39;

П отв3 жел = (104,46*38,5/35 *115–1)*100/2,047 = -0,04;

П отв4 жел = (107,84*11/10,5 *115–1)*100/2,047 = -0,86.

2 вариант:

П отв1 жел = (106,69*11/10,5 *115–1)*100/2,047 = -1,37;

П отв2 жел = (110,79*38,5/35 *115–1)*100/2,047 = 2,931;

П отв3 жел = (100,72*38,5/35 *115–1)*100/2,047 = -1,954;

П отв4 жел = (110,6*11/10,5 *115–1)*100/2,047 = 0,39.

3 вариант:

П отв1 жел = (110,94*11/10,5*115–1)*100/2,047 = 0,49;

П отв2 жел = (105,38*38,5/35 *115–1)*100/2,047 = 0,39;

П отв3 жел = (100,72*38,5/35 *115–1)*100/2,047 = -1,954;

П отв4 жел = (107,84*11/10,5 *115–1)*100/2,047 = -0,86.

Определяем действительное значение напряжения на шинах НН подстанции:

U н = U/ н*U нн/U вн (1+П отв жел*U отв /100)    (1.25)

1 вариант:

U н1 = 110,94*11/115*(1+0,49*2,047/100) = 10,5кВ;

U н2 = 105,38*38,5/115*(1+0,39*2,047/100) = 35кВ;

U н3 = 104,46*38,5/115*(1+(-0,04)*2,047/100) = 35кВ;

U н4 = 107,84*11/115*(1+(-0,86)*2,047/100) = 10,53кВ.

2 вариант:

U н1 = 106,69*11/115*(1+(-1,37)*2,047/100) = 10,50кВ;

U н2 = 110,79*38,5/115*(1+2,931*2,047/100) = 33,7кВ;

U н3 = 100,72*38,5/115*(1+(-1,954)*2,047/100) = 35,12кВ;

U н4 = 110,6*11/115*(1+0,39*2,047/100) = 10,5кВ.

3 вариант:

U н1 = 110,94*11/115*(1+0,49*2,047/100) = 10,5кВ;

U н2 = 105,38*38,5/115*(1+0,39*2,047/100) = 35кВ;

U н3 = 100,72*38,5/115*(1+(-1,954)*2,047/100) = 35,12кВ;

U н4 = 107,84*11/115*(1+(-0,86)*2,047/100) = 10,53кВ.

Определяем отклонение напряжения на этих шинах от номинального:

U = (U/ н-U ном)/U ном*100%,    (1.26)

где  U ном - номинальное напряжение сети, кВ.

1 вариант:

U1 = (10,5-10,5)/10,5*100% = 0%

U2 = (10,53-10,5)/10,5*100% = 0,3%

U3 = (35-35)/35*100% = 0%

U4 = (35-35)/35*100% = 0%

2 вариант:

U1 = (10,50-10,5)/10,5*100% = 0%

U2 = (10,5-10,5)/10,5*100% = 0%

U3 = (35,12-35)/35*100% = 0,3%

U4 = (33,7-35)/35*100% = -3,7%

3 вариант:

U1 = (10,5-10,5)/10,5*100% = 0%

U2 = (10,53-10,5)/10,5*100% = 0,3%

U3 = (35,12-35)/35*100% = 0,3%

U4 = (35-35)/35*100% = 0%

Поскольку отклонения напряжения не превышают нормированные [16] (5%) считаем, что работа трансформаторов с выбранными стандартными ответвлениями обеспечит потребителей качественным напряжением.