Проект электрической сети с напряжением в 110 кВ
Содержание
1. Исходные данные
2. Выбор числа и мощности трансформаторов связи
2.1 Выбор числа и мощности трансформаторов связи на подстанции
110/35/10
2.2 Выбор числа и мощности трансформаторов связи на подстанции
110/10/6
3. Определение приведенной нагрузки подстанции
3.1 Определение приведенной нагрузки подстанции 110/35/10
3.2 Определение приведенной нагрузки подстанции 110/10/6
4. Определение расчетной нагрузки подстанции
4.1 Определение расчетной нагрузки первого варианта
4.2 Определение расчетной нагрузки для второго варианта
5. Предварительный расчет электрической сети в двух вариантах
5.1 Расчет и выбор сечения проводов для первого варианта
5.2 Расчет и выбор сечения проводов второго варианта
6. выбор схем подстанции
6.1 Выбор схем подстанции для первого варианта
6.2 Выбор схем подстанции для второго варианта
7. технико-экономическое сравнение двух вариантов электрической
сети и выбор оптимального варианта
7.1 Капитальные затраты
4.1.1 Стоимость сооружения линий
7.1.2 Капитальные затраты на сооружение сети
7.2 Ежегодные эксплуатационные расходы
7.2.1 Стоимость потерянной электроэнергии в линии
7.3 Ущерб при отключении
8. Окончательный электрический расчет принятого варианта сети
8.1 Максимальный режим
8.2 Минимальный режим
9. Определение мощности в начале линии с учетом потерь мощности в
линии
9.1 Максимальный режим
9.2 Минимальный режим
10. Определение напряжения в отдельных точках сети
10.1 Максимальный режим
10.2 Минимальный режим
11. Выбор рабочих коэффициентовтрансформации подстанции
Список использованных источников
1.
Исходные данные
План расположения нагрузок
Система
Т мах =6200 час
S min = 0.8 Sмах
Напряжение на шинах системы принимается:
в режиме максимальных нагрузок 118 кВ;
в режиме минимальных нагрузок 119 кВ;
Электрическая сеть сооружается в Республике Башкортостан
2011г.
2. Выбор
числа и мощности трансформаторов связи
2.1 Выбор
числа и мощности трансформаторов связи на подстанции
110/35/10
S10= 38+j24 МВА
Рисунок 2.1 - Структурная схема подстанции 110/35/10.
Согласно нормам технического проектирования (НТП) на
подстанции устанавливаются два трансформатора. В этом случае при правильном
выборе мощности трансформаторов обеспечивается надежное электроснабжение
потребителей даже при аварийном отключении одного из них /5/.
Для выбора мощности трансформатора подсчитывается S МАХ по формуле:
S МАХ = √ Р2 МАХ + Q2 МАХ, (2.1)
где: Р МАХ - активная максимальная нагрузка, МВт
Q МАХ - реактивная максимальная нагрузка, МВар
S МАХ = √ 722 + 442
= 84,38 МВА
Трансформатор выбирается по следующим условиям:
U НВН ≥ U УСТ,
кВ >110 кВ
U НСН ≥ U УСТ,
,5 кВ >35 кВ
U ННН ≥ U УСТ,
кВ >10 кВ
S НT ≥ 0.7 S МАХ,
МВА >59,07 МВА
Согласно НТП трансформатор на подстанции должен выбираться с
учетом перспективного развития на ближайшие 5 лет. Исходя из этого,
определяется коэффициент загрузки трансформатора при аварийном отключении
одного из них.
S МАХ
К
загр = - -- - ≤ 1,3 ÷ 1,4 (2.2)
S НT
84,38
К
загр = - -- - = 1,34 < 1,3 ÷ 1,4
63
Так как коэффициент загрузки не превышает 1,3 ÷ 1,4, то оставляется выбранный трансформатор типа ТДТН -
63000/110. Технические характеристики трансформатора приведены в таблице 2.1.
электрическая сеть напряжение трансформатор
2.2 Выбор
числа и мощности трансформаторов связи на подстанции 110/10/6
Рисунок 2.2 - Структурная схема подстанции 110/10/6.
Для выбора мощности трансформатора подсчитывается S МАХ по формуле (2.1)
S МАХ = √ 42 2 + 28 2
= 50,48 МВА
Трансформатор выбирается по следующим условиям:
U НВН ≥ U УСТ,
кВ >110 кВ
U НСН ≥ U УСТ,
кВ >10 кВ
U ННН ≥ U УСТ,
6,6 кВ >6 кВ НT ≥ 0.7 S
МАХ
МВА >35,34 МВА
Определяется коэффициент загрузки трансформатора при
аварийном отключении одного из них по формуле (2.2):
,48
К
загр = - -- - = 1,26 < 1,3 ÷ 1,4
40
Так как коэффициент загрузки не превышает 1,3 ÷ 1,4, то оставляется выбранный трансформатор типа ТДТН - 40000/110
/2/. Технические характеристики трансформаторов представлены в таблице 2.1.
Таблица 2.1 - Технические характеристики трансформаторов
связи.
|
№ ПС
|
Тип тр-ра
|
S НОМ, МВА
|
U, кВ
|
Uкз, %
|
Потери, кВт
|
Iхх, %
|
|
|
|
ВН
|
СН
|
НН
|
В-С
|
В-Н
|
С-Н
|
∆Рк
|
∆Рх
|
|
|
ПС-1 110/10/6
|
ТДТН
|
40
|
115
|
11
|
6,6
|
10,5
|
17,5
|
6,5
|
200
|
39
|
0,6
|
|
ПС-2 110/35/10
|
ТДТН
|
63
|
115
|
38,5
|
11
|
10,5
|
18
|
7
|
290
|
53
|
0,55
|
3.
Определение приведенной нагрузки подстанции
Приведенной к стороне высокого напряжения нагрузка подстанции
равна заданной нагрузке с шин среднего и низкого напряжения подстанции плюс
потери мощности в сопротивлениях и проводимостях трансформатора.
Для определения приведенной нагрузки подстанции необходимо на
каждый трансформатор составить схему замещения и подсчитать сопротивления
потерь. В целях ограничения токов короткого замыкания, расчет ведется на один
трансформатор.
3.1
Определение приведенной нагрузки подстанции 110/35/10
Рисунок 3.1 - Схема замещения трансформатора ТДТН - 63/110.
Потери в меди:
Iхх ∙S ном
Qμ = - --- - (3.1)
100 %
Где Iхх - ток холостого хода, А.
,55 ∙ 63
Qμ = - -- - = 0,347 МВар
100 %
Активное сопротивление трансформатора:
∆Рк ∙ Uном 2
Rт = - --- - (3.2)
S ном 2
Где ∆Рк
- потери короткого замыкания, Вт.
∙ 115 2
Rт = - -- - = 0,97 Ом
63 2
R1 = R2 = R3 = 0,5 Rт
R1 = R2 = R3 = 0,5 ∙ 0,97 =
0,485 Ом
Индуктивное сопротивление трансформатора:
Uкз % U2 ном
хт = - · - --, (3.3)
100% S нт
Где Uкз % - напряжение короткого замыкания, Вт;
Uкз1 =0,5 (Uкз1-2 + Uкз1-3 - Uкз2-3)кз2 = 0,5 (Uкз2-1 + Uкз2-3 - Uкз1-3)кз3 = 0,5 (Uкз3-1 + Uкз3-2 - Uкз2-1)кз1 = 0,5 (10,5 +
18 - 7) = 10,75 %
,75 1152
х
т1 = - · - = 22,57 Ом
100% 63
Uкз2 = 0,5 (7 + 10,5 - 18) = 0, х т2
= 0, Uкз3 = 0,5 (18 + 7 - 10,5) = 7,25 %
,25 1152
х
т3 = - · - = 15,22 Ом
100% 63
Активные и реактивные потери:
Р2 + Q2
∆Р = - -- - · Rт (3.4)
Uном 2
Р2 + Q2
∆
Q = - -- - · хт
(3.5)
Uном 2
2 + 122
∆Р
10 = - -- - · 0,485 = 0,0185 МВт
115 2
192 + 122
∆Q 10 = - -- - · 15,22 =
0,5812 МВар
115 2
172 + 102
∆Р
35 = - -- - · 0,485 = 0,0143 МВт
115 2
172 + 102
∆Q 35 = - -- - · 0 = 0
115 2
S110 = S35 + S10110
= 19 + j12 +
17
+ j10 = 36 + j22
2 + 222
∆Р
110 = - -- - · 0,485 = 0,0652 МВт
115 2
362 + 222
∆Q 110 = - -- - · 22,57 =
3,0378 МВар
115 2
Для определения приведенной нагрузки подстанции ПС №2 в
максимальном и минимальном режимах составляется таблица 3.1.
Sмин = 0,8 Sмах (3.6)
∆Р мин = (0,8 ∆Р мах) 2
= 0,64 ∆Р мах (3.7)
Таблица 3.1 - Приведенная нагрузка подстанции110/35/10.
|
Показатели
|
Максимальный
режим
|
Минимальный
режим
|
|
Р, МВт
|
Q, МВар
|
Р, МВт
|
Q, МВар
|
|
Мощность,
потребляемая с шин НН одного трансформатора
|
19,0
|
12,0
|
15,2
|
9,6
|
|
Потери мощности
в сопротивлениях обмотки НН одного трансформатора 10 кВ
|
0,0185
|
0,5812
|
0,0118
|
0,3720
|
|
Мощность в
начале обмотки НН одного трансформатора 10 кВ
|
19,0185
|
12,5812
|
15,2148
|
10,065
|
|
Мощность
потребляемая с шин СН одного трансформатора 35 кВ
|
17,0
|
10,0
|
13,6
|
8,0
|
|
Потери мощности
в сопротивлениях обмотки СН одного трансформатора 35 кВ
|
0,0143
|
0
|
0,0092
|
0
|
|
Мощность в
начале обмотки СН одного трансформатора 35 кВ
|
17,0143
|
10
|
13,6114
|
8,0
|
|
Мощность в
конце обмотки 110 кВ
|
36,0328
|
22,5812
|
28,826
|
18,065
|
|
Потери мощности
в сопротивлениях обмотки ВН одного трансформатора 110 кВ
|
0,0652
|
3,0378
|
0,0417
|
1,9442
|
|
Мощность в
начале обмотки ВН одного трансформатора 110 кВ
|
36,098
|
25,619
|
28,8784
|
20,4952
|
|
Потери мощности
в проводимостях трансформатора
|
0,053
|
0,347
|
0,053
|
0,347
|
|
Мощность
поступающая в один трансформатор
|
36,151
|
25,966
|
28,921
|
20,773
|
|
Мощность
поступающая в два трансформатора (приведенная нагрузка подстанции)
|
72,302
|
51,932
|
57,842
|
41,546
|
3.2
Определение приведенной нагрузки подстанции 110/10/6
Рисунок 3.2 - Схема замещения трансформатора ТДТН-40/110.
Потери в меди определяются по формуле (3.1):
0,6 ∙ 40
Qμ = - -- - = 0,24 МВар
100 %
Активные сопротивления трансформатора определяются по формуле
(3.2):
200 ∙ 115 2
Rт = - -- - = 1,65 Ом
40 2
R1 = R2 = R3 = 0,5 ∙ 1,65 = 0,83
Ом
Индуктивные сопротивления трансформатора определяются по
формуле (3.3):
Uкз1 = 0,5 (10,5 + 17,5 - 6,5) = 10,75 %
,75 1152
х т1 = - · - = 35,54 Ом
% 40
Uкз2 = 0,5 (6,5 + 10,5 - 17,5) = 0
х т2 = 0
Uкз3 = 0,5 (17,5 + 6,5 - 10,5) = 6,25 %
,25 1152
х т3 = - · - = 22,32 Ом
% 40
Активные и реактивные потери определяются по формулам (3.4) и
(3.5):
2 + 42
∆Р
6 = - -- - · 0,83 = 0,0033 МВт
115 2
62 + 42
∆Q 6 = - -- - · 22,32 =
0,0878 МВар
115 2
152 + 102
∆Р
10 = - -- - · 0,83 = 0,0203 МВт
115 2
152 + 102
∆Q 10 = - -- - · 0 = 0
115 2
S110 = S6 + S10110
= 6 + j4 + 15 + j10 = 21 + j14
212 + 142
∆Р
110 = - -- - · 0,83 = 0,040 МВт
115 2
212 + 142
∆Q 110 = - -- - · 35,54 =
1,7118 МВар
115 2
Для определения приведенной нагрузки подстанции ПС №1 в
максимальном и минимальном режимах составляется таблица 3.2.
Таблица 3.2 - Приведенная нагрузка подстанции110/10/6.
|
Показатели
|
Максимальный
режим
|
Минимальный
режим
|
|
Р, МВт
|
Q, МВар
|
Р, МВт
|
Q, МВар
|
|
Мощность,
потребляемая с шин НН одного трансформатора
|
6,0
|
4,0
|
4,8
|
3,2
|
|
Потери мощности
в сопротивлениях обмотки НН одного трансформатора 6 кВ
|
0,0033
|
0,0878
|
0,021
|
0,0562
|
|
Мощность в
начале обмотки НН одного трансформатора 6 кВ
|
6,0033
|
4,0878
|
4,803
|
3,2702
|
|
Мощность
потребляемая с шин СН одного трансформатора 10 кВ
|
15,0
|
10,0
|
12,0
|
8,0
|
|
Потери мощности
в сопротивлениях обмотки СН одного трансформатора 10 кВ
|
0,0203
|
0
|
0,013
|
0
|
|
Мощность в
начале обмотки СН одного трансформатора 10 кВ
|
15,0203
|
10,0
|
12,016
|
8,0
|
|
Мощность в
конце обмотки 110 кВ
|
21,0236
|
14,0878
|
16,8189
|
11,2702
|
|
Потери мощности
в сопротивлениях обмотки ВН одного трансформатора 110 кВ
|
0,040
|
0,0256
|
1,0956
|
|
Мощность в
начале обмотки ВН одного трансформатора 110 кВ
|
21,0636
|
15,7996
|
16,8509
|
12,6397
|
|
Потери мощности
в проводимостях трансформатора
|
0,039
|
0,24
|
0,039
|
0,24
|
|
Мощность поступающая
в один трансформатор
|
21,1026
|
16,0396
|
16,8821
|
12,8317
|
|
Мощность
поступающая в два трансформатора (приведенная нагрузка подстанции)
|
42, 205
|
32,079
|
33,764
|
25,663
|
4.
Определение расчетной нагрузки подстанции
Расчетная нагрузка подстанции равна приведенной нагрузке
минус половина зарядной мощности линии подходящая к шинам высокого напряжения
подстанции. Приближенно можно считать, что один километр воздушной линии 110 кВ
генерирует примерно 38 кВар реактивной мощности /1/. Составляется два варианта схем
электрической сети. Потребители на ПС-1 и ПС-2 являются потребителями I и II категории, поэтому их
необходимо запитывать не менее чем от двух источников питания. Варианты
электрических схем сети составляются с учетом величины нагрузки подстанции, и
ее удаленности от источника питания.
Рисунок 4.1 - Электрическая схема сети первого варианта.
Рисунок 4.2 - Электрическая схема сети для второго варианта.
.1
Определение расчетной нагрузки первого варианта
Подстанция 110/35/10:
Рисунок 4.3 - Подстанция №2 (110/35/10).
Зарядная мощность линии:
QC = QCO ∙ ℓ (4.1)
QC = 0,038 (35 + 50 ∙ 2) = 5,13МВар
S мах расч = S прив мах - ½ QC (4.2)
S мах расч = 72,302 + j51,932 - ½ j
5,13 = 72,302 + j 49,367
S мин расч = S прив мин - ½ QC (4.3)
S мин расч = 57,842+ j 41,546 - ½ j
5,13 = 57,842 + j 38,981
Подстанция 110/10/6:
Рисунок 4.4 - Подстанция №1 (110/10/6).
QC = 0,038 (48 ∙ 2 + 35) = 4,978 МВар
S мах расч = 42, 205 + j32,079 - ½ j
4,978 = 42, 205 + j 29,590
S миин расч = 33,764 + j 25,663 - ½ j
4,978 = 33,764 + j 23,174
.2
Определение расчетной нагрузки для второго варианта
Подстанция 110/35/10:
QC = 0,038 (35 ∙ 2 + 50 ∙ 2) = 6,46
МВар
S мах расч = 72,302 + j51,932 - ½ j
6,46 = 72,302 + j 48,702
S мин расч = 57,842 + j 41,546 - ½ j
6,46 = 57,842 + j 38,316
Рисунок 4.5 - Подстанция №2 (110/35/10).
Подстанция 110/10/6:
Рисунок 4.6 - Подстанция №1 (110/10/6).
QC = 0,038 (35 ∙ 2) = 2,66 МВар
S мах расч = 42, 205+ j32,079 - ½ j
2,66 = 42, 205 + j 30,749
S мин расч = 33,764 + j 25,663 - ½ j
2,66= 33,764 + j 24,333
5.
Предварительный расчет электрической сети в двух вариантах
5.1 Расчет и
выбор сечения проводов для первого варианта
Рисунок 5.1 - Структурная схема первого варианта.
Мощность, вытекающая из источника питания:
∑Рi ∙ ℓ i
Р
= - ----, (5.1)
∑ℓ АВ
∑ Qi ∙ ℓ i
Q
= - ----, (5.2)
∑ℓ АВ
, 205 ∙ 60 + 72,302 ∙ 25
РА
= - -------- - = 51,665 МВт
84
,590 ∙ 60 + 49,367 ∙ 25
QА = - -------- - = 35,828 МВар
84
,302 ∙ 59 + 42, 205 ∙ 24
РВ
= - -------- - = 62,842 МВт
84
49,367 ∙ 59 + 29,590∙ 24
QВ = - -------- - = 43,129 МВар
84
Проверка:
,665+62,842 = 42, 205+72,302
,507 МВт = 114,507 МВт
,828+43,129 = 29,590+49,367
,957 МВар = 78,957 МВар
Токи на всех участках сети:
√P 2 + Q 2
I = - --------------------, (5.3)
√3 ∙ U
√ 51,665 2 + 35,8282
IА-1 = - ----------------------- - = 315,64 А
√3 ∙ 115
√ 9,46 2 + 6,238 2
I1-2 = - ------------------------- - = 57,13 А
√3 ∙ 115
√ 62,842 2 + 43,129 2
I2-В = - ------------------------- - = 407,83 А
√3 ∙ 115
Сечение проводов по экономической плотности тока:
I мах
FЭ = - ----, (5.4)
jЭ
где jЭ - экономическая плотность тока;
jЭ = 1 А/мм2 /3/.
Так как цепь двухцепная, то сечение проводников делим на два:
,64
FА-1 = - -- - = 157,82 мм2
1∙2
,138
F1-2 = ------- = 57,13 мм2
1
407,83
F2-В = ------- = 203,92 мм2
1∙2
На участке А-1 принимается провод 2 АС - 185/29, Iдоп = 510 А.
Iмах ≤ Iдоп
315,64 А < 2∙510 А
На участке 1-2 принимается провод АС - 150/24, Iдоп = 450 А
Iмах ≤ Iдоп
57,13 А < 450 А
На участке 2-В принимается провод 2 АС - 240/32, Iдоп = 605 А
Iмах ≤ Iдоп
407,83 А < 2∙605 А
Выбранные сечения проводов проверяются в аварийном режиме,
отключением одного из источников питания
При отключении источника питания В, участок А-1 (рисунок
5.2):
√ 114,507 2 + 78,957 2
IА-1= - ------- - = 698,28 А
√3 ∙ 115
IАВАР ≤ Iдоп
,28 А < 2∙510
так как выбранное сечение проходит в аварийном режиме, то на
участке А-1 оставляется провод 2 АС - 185/29.
Рисунок 5.2 - Структурная схема при отключении источника
питания В.
При отключении источника питания А, участок 2-В (рисунок
5.3):
√ 114,507 2 + 78,957 2
I2-В= - ------- - = 698,28 А
√3 ∙ 115
IАВАР ≤ Iдоп, 698,28 А < 2∙605 А
так как выбранное сечение проходит в аварийном режиме, то на
участке 2-В оставляется провод 2 АС - 240/32.
Рисунок 5.3 - Структурная схема при отключении источника
питания А.
Проверяется выбранное сечение провода в аварийном режиме на
участке 1-2:
√ 72,302 2 + 49,367 2
I1-2 = - ------------------------ - = 439,52 А
√3 ∙ 115
IАВАР ≤ Iдоп
,52 А < 450 А
так как выбранное сечение проходит в аварийном режиме, то на
участке 1-2 оставляется выбранное сечение АС - 150/24.
Сопротивления на каждом участке сети:
R = r0 ℓ (5.5)
Х = х0 ℓ (5.6)
На участке А-1: RА-1 = 0,159 ∙ 48 = 7,632 Ом,
ХА-1 = 0,396 ∙48 = 19,008 Ом,
На участке 1-2: R1-2= 0, 194 ∙ 35 = 6,79 Ом,
Х1-2 = 0,404 ∙ 35 = 14,14 Ом
На участке 2-В: R2-В= 0,118 ∙ 50 = 5,9 Ом,
Х2-В = 0,391 ∙ 50 = 19,55 Ом
Результаты расчетов сводятся в таблицу 5.1
Таблица 5.1 - Технические данные проводов первого варианта.
|
Участок
|
ℓ, км
|
Марка провода
|
r0, Ом
|
х0,
Ом
|
R, Ом
|
Х, Ом
|
Rэкв, Ом
|
Хэкв,
Ом
|
|
А-1
|
48
|
2АС-185/29
|
0,159
|
0,396
|
7,632
|
19,008
|
3,816
|
9,504
|
|
1-2
|
35
|
АС-150/24
|
0, 194
|
0,404
|
6,79
|
14,14
|
6,79
|
14,14
|
|
2-В
|
50
|
2АС-240/32
|
0,118
|
0,391
|
5,9
|
19,55
|
2,95
|
9,775
|
5.2 Расчет и
выбор сечения проводов второго варианта
Определяются мощности на участках сети, согласно рисунка 5.4:
На участке 1-2: 42, 205+j30,749;
На участке А-1: 114,507+ j79,451.
Рисунок 5.4 - Структурная схема второго варианта.
Токи на всех участках сети определяются по формуле (5.3):
√ 114,507 2 + 79,4512
IА-1 = - ------- - = 699,69 А
√3 ∙ 115
√ 42, 2052 + 30,749 2
I1-2 = - ------- - = 262,15 А
√3 ∙ 115
Сечение проводов по экономической плотности тока определяется
по формуле (5.4):
так как две линии, то:
,69
FА-1 = ------------- = 349,84 мм2
1∙2
,15
F1-2 = -------------- = 131,08 мм2
1∙2
На участке А-1 принимается провод 2 АС - 400/22, Iдоп =830 А.
Iмах ≤ Iдоп
699,69 А < 2∙830 А
На участке 1-2 принимается провод 2 АС - 150/24, Iдоп = 450А.
Iмах ≤ Iдоп
262,15 А < 2∙450 А
На каждом участке сети рассчитываются сопротивления
соответственно по формулам (5.5) и (5.6):
На участке А-1: RА-1 = 0,073∙50 = 3,65 Ом,
ХА-1 = 0,370∙50 = 18,5 Ом,
На участке 1-2: R1-2= 0, 194∙35 = 6,79 Ом,
Х1-2 = 0,404∙35 = 14,14Ом
Результаты расчетов сводятся таблицу 5.2
Таблица 5.2 - Технические данные проводов второго варианта.
|
Участок
|
ℓ, км
|
Марка провода
|
r0, Ом
|
х0,
Ом
|
R, Ом
|
Х, Ом
|
Rэкв, Ом
|
Хэкв,
Ом
|
|
А-1
|
50
|
2АС-400/22
|
0,073
|
0,370
|
3,65
|
18,5
|
1,825
|
9,25
|
|
1-2
|
35
|
2АС-150/24
|
0, 194
|
0,404
|
6,79
|
14,14
|
3,395
|
7,07
|
6. выбор схем
подстанции
6.1 Выбор
схем подстанции для первого варианта
Система 110 кВ. Согласно НТП /5/ выбирается схема с двумя
рабочими и обходной системой шин. В этой схеме обе системы шин являются рабочими
и нормально находятся под напряжением. Одна линия подключается к одной системе
шин, другая к другой системе шин, такое подключение называют фиксированным.
Обходная система шин вместе с обходным выключателем служит для вывода в ремонт
любого из выключателей. Наличие вилки из двух линейных разъединителей позволяет
переводить с одной системы шин на другую, то есть выводить систему в ремонт без
погашения присоединений.
Подстанция №1 (110/10/6)
На 110 кВ применятся схема с одной рабочей и обходной системой
шин Данная схема применяется в РУ 110 кВ с небольшим присоединением. В данном
случае два трансформатора и три линии (в соответствии с НТП п.1.7.1 и 1.7.4
/5/).
На 10 кВ применятся схема с одной секционированной
выключателем система шин. Достоинствами схемы являются простота, наглядность,
достаточно высокая надежность. Авария на сборных шинах приводит к отключению
только одного источника и половины потребителей, вторая секция и все
присоединения к ней остаются в работе. На подстанциях секционный выключатель в
нормальном режиме отключен, с целью ограничения токов короткого замыкания.
На 6 кВ применяется схема одна секционированная система шин.
Подстанция №2 (110/35/10)
На 110 кВ применяется схема с одной рабочей и обходной
системой шин. Данная схема применяется в РУ 110 кВ с небольшим присоединением.
В данном случае два трансформатора и три линии (в соответствии с НТП п.1.7.1 и
1.7.4 /5/).
На 35 кВ применяется схема одна секционированная выключателем
система шин.
На 10 кВ применяется схема одна секционированная система шин.
.2 Выбор схем
подстанции для второго варианта
Система 110 кВ. Применяется схема аналогично первому варианту
- с двумя рабочими и обходной системой шин.
Подстанция № 1 (110/10/6)
На 110 кВ применяется схема мостик с выключателями.
На 10 кВ применяется схема аналогично первому варианту - одна
секционированная выключателем система шин.
На 6 кВ применяется схема аналогично первому варианту - одна
секционированная система шин.
Подстанция №2 (110/35/10)
На 110 кВ применяется схема аналогично первому варианту с
одной рабочей и обходной системой шин.
На 35 кВ применяется схема аналогично первому варианту - одна
секционированная выключателем система шин.
На 10 кВ применяется схема аналогично первому варианту - одна
секционированная система шин.
7.
технико-экономическое сравнение двух вариантов электрической сети и выбор
оптимального варианта
Технико-экономическое сравнение производится по методу
приведенных затрат:
З = С + Рн К + У (7.1)
Где С - стоимость ежегодных эксплуатационных расходов, тыс.
руб;
Рн - нормативный коэффициент эффективности, тыс.
руб;
Рн = 0,12 /9/;
К - капитальные затраты, тыс. руб;
У - ущерб от перерыва в электроснабжении, тыс. руб.
7.1
Капитальные затраты
К = Кл + Коб (7.2)
где Кл - стоимость сооружения линий, тыс. руб;
Коб - капитальные затраты на сооружение сети, тыс.
руб.
.1.1
Стоимость сооружения линий
Кл = К1км ℓ (7.3)
Таблица 7.1 - Стоимость сооружения линии.
|
№ варианта
|
Участок
|
Марка провода
|
Длина, ℓ,
км
|
Стоимость, тыс.
руб
|
∑Кл,
тыс. руб
|
|
|
|
|
К1км
|
Куч-ка
|
|
|
I
|
А-1
|
2АС-180/29
|
48
|
1100
|
52800
|
133725
|
|
1-2
|
АС-150/24
|
35
|
585
|
20475
|
|
|
2-В
|
2АС-240/32
|
50
|
1200
|
60000
|
|
|
II
|
А-1
|
2АС-400/22
|
50
|
2065
|
103250
|
138250
|
|
1-2
|
2АС-150/24
|
35
|
1000
|
35000
|
|
7.1.2
Капитальные затраты на сооружение сети
В этом случае учитываются только те ячейки, на которые
варианты различаются:
Таблица 7.2 - Сравнение двух вариантов по затратам на
сооружение сети.
|
Вариант№1
|
Вариант№2
|
|
Система
|
|
Схема с двумя
рабочими и обходной системой шин: Кяч = 2 х 1750 тыс. руб Кяч = 3500
|
Схема с двумя
рабочими и обходной системой шин: Кяч = 0
|
|
Подстанция - 2
|
|
Схема с одной
рабочей и обходной системой шин: Кяч =0
|
Схема с одной
рабочей и обходной системой шин: Кяч = 1750
|
|
Подстанция - 1
|
|
Схема с одной
рабочей и обходной системой шин Коб = 7000 тыс. руб
|
Схема мостик с
выключателями: Коб =6000 тыс. руб
|
|
Коб =7000 тыс.
руб.
|
Коб = 7750 тыс.
руб.
|
Итого капитальные затраты составляют:
К1вариант = 133725 +7000 = 140725 тыс. руб
К2вариант = 138250 + 7750 = 146000 тыс. руб.
7.2 Ежегодные
эксплуатационные расходы
С = С1 + С2 + С3 (7.4)
где С1 - стоимость потерянной электроэнергии в
линии за год, тыс. руб;
С 2 - отчисления на амортизацию, тыс. руб;
С3 - отчисления на текущий ремонт и содержание
эксплуатационного
персонала, тыс. руб;
7.2.1
Стоимость потерянной электроэнергии в линии
С1 = β ∆Wгод (7.5)
где β - себестоимость
выработанной электроэнергии;
β = 1,0 руб/ кВт. ч
∆Wгод - количество потерянной электроэнергии в линии за
год, кВт*ч.
(Р2 +Q2) Rэкв
∆Wгод = - --- - τ (7.6)
U2
где - время максимальных потерь.
С2 + С3 = 3,5% Кл+8%Коб
(7.7)
Расчет ведется для каждого варианта:
Рисунок 7.1 - Структурная схема сети первого варианта.
.816 (51,6652+35,8282)
∆Wгод А-1 = - -------- - · 5200=
5931079 кВт ч
115 2
6,79 (9,462+6,2382)
∆Wгод 1-2 = - ------- - · 5200 =
342812 кВт ч
115 2
2,95 (62,8422+43,1292)
∆Wгод 2-В = - -----------· 5200 =
6738264 кВт ч
1152
∆Wгод = 5931079 +342812 +6738264 = 13012155 кВт ч
С1 = 1,0 ∙ 13012155 = 13012 тыс. руб/ кВт ч
С2 + С3 = 3,5% 133725 + 8% 7000 = 5240
тыс. руб
С1варианта = 13012 + 5240 = 18252 тыс. руб
Второй вариант:
,825 (114,5072+79,4512)
∆Wгод А-1 = - ---------- - · 5200 =
7637537 кВт ч
1152
3,395 (42, 2052+30,7492)
∆Wгод 1-2 = - -----------· 5200 =
3639945кВт ч
1152
Рисунок 7.2 - Структурная схема сети второго варианта.
∆Wгод = 7637537+3639945 = 11277482 кВт ч
С1 = 1,0 ∙ 11277482 = 11277 тыс. руб/ кВт ч
С2 + С3 = 3,5% 138250 + 8% 7750 = 5459
тыс. руб
С2варианта = 11277 +5459 = 16736 тыс. руб
7.3 Ущерб при
отключении
Ущерб определяется только для тупиковой подстанции при
отключении обоих линий.
Параметр потока отказов:
Wℓ = (W100 ℓ) / 100 (7.7), Wℓ = (0,2∙35) / 100 =
0,07 отказ/год
Время восстановления:
Тв = 8760 Тв (7.8), Тв = 8760 ∙
3∙10-3 = 26,28 лет/отказ
Вероятность аварийного простоя:
Рав = (Wℓ Тв) / 8760 (7.9), Рав = (0,07∙26,28)
/ 8760 = 0,00021 МВт
Количество энергии переданной ЛЭП за год:
Wгод = Рмах Тмах (7.10)
Wгод = 6200∙42, 205 = 261671МВт ч
Количество недоотпущенной электроэнергии:
Wнд = Рав Wгод (7.11)
Wнд = 0,00021∙261671 = 54,951 МВт ч
Ущерб составит:
У = У0 Wнд (7.12)
У0 = 20 руб.
У = 20 ∙ 54,951 = 10,99 тыс. руб/МВт ч
Общие затраты по двум вариантам:
З1вариант = 18252 +0,12∙140725= 35139 тыс.
руб
З2вариант = 16736+0,12∙146000 + 10,99 =
34267 тыс. руб
Сравнение двух вариантов:
З1вариант - З2вариант
З
= - ------------------ - ∙100%
З2вариант
35139 - 34267
З
= - --------- - ∙100% = 3 % < 5 %
35139
Если приведенные затраты различаются на 5% и меньше, то
варианты считаются равноэкономичными.
Для дальнейших расчетов выбирается более надежный вариант, то
есть вариант №1
8.
Окончательный электрический расчет принятого варианта сети
Уточняются потоки мощности через проводимости на участках
сети
Проводимости определяются по формуле:
JАВ = RАВ / (R2 АВ + Х 2 АВ)
(8.1)
ВАВ = ХАВ / (R2 АВ + Х 2
АВ) (8.2)
(3,816+6,79+2,95)
JАВ = - ------------------- - = 0,01042см
(3,816+6,79 +2,95) 2 + (9,504+14,14+9,775) 2
(9,504+14,14+9,775)
ВАВ
= - -------------------- - = 0,0257см
(3,816+6,79 +2,95) 2 + (9,504+14,14+9,775) 2
8.1
Максимальный режим
Рисунок 8.1 Структурная схема сети в максимальном режиме
РА = 0,01042 (42, 205∙9,74 + 72,302∙2,95
+ 29,590∙23,915+ 49,367∙9,775) + + 0,0257 (42, 205∙23,915 +
72,302∙9,775 - 29,590∙9,74 - 49,367∙2,95) = 51,862 МВт
QА = - 0,01042 (42, 205∙23,915 + 72,302∙9,775
- 29,590∙9,74 - 49,367∙2,95) + +0,0257 (42, 205∙9,74 + 72,302∙2,95
+ 29,590∙23,915+ 49,367∙9,775) = 33,487 МВар
РВ = 0,01042 (72,302∙10,66 + 42, 205∙3,816+
49,367∙23,644 + 29,590∙9,504) + +0,0257 (72,302∙23,644 + 42,
205∙9,504 - 49,367∙10,606 - 29,590∙3,816) = 62,645 МВт
QВ = - 0,01042 (72,302∙23,644 + 42, 205∙9,504
- 49,367∙10,606 - 29,590∙3,816) + +0,0257 (72,302∙10,66 + 42,
205∙3,816+ 49,367∙23,644 + 29,590∙9,504) = 45,47 МВар
Проверка:
, 205+72,302 = 62,645+51,862
,507 МВт = 114,507 МВт
,590+49,367 = 33,487+45,47
,957 МВар = 78,957 МВар
8.2
Минимальный режим
Рисунок 8.2 - Структурная схема сети в минимальном режиме
33,764 ∙ 60 + 57,842 ∙ 25
РА
= - ----------------------------- - = 41,332 МВт
84
,174 ∙ 60 + 38,981 ∙ 25
QА = - -------------------------- - = 28,154 МВар
84
,842 ∙ 59 + 33,764 ∙ 24
РВ
= - -------------------------- - = 50,274 МВт
84
,981 ∙ 59 + 23,174 ∙ 24
QВ = - -------------------------------- - = 34,001 МВар
84
Проверка:
,274+41,332 = 33,764+57,842
,606=91,606
,001+28,154 = 23,174+38,981
,155 = 62,155
Уточнение перетоков мощностей:
РА = 0,01042 (33,764∙9,74 + 57,842∙2,95+
23,174∙23,915 + 38,981∙9,775) + +0,0257 (33,764∙23,915 +
57,842∙9,775 - 23,174∙9,74 - 38,981∙2,95) = 41,476 МВт
QА = - 0,01042 (33,764∙23,915 + 57,842∙9,775
- 23,174∙9,74 - 38,981∙2,95) + +0,0257 (33,764∙9,74 + 57,842∙2,95+
23,174∙23,915 + 38,981∙9,775) = 26,118 МВар
РВ = 0,01042 (57,842∙10,606 + 33,764∙3,816
+ 38,981∙23,644 + 23,174∙9,504) + +0,0257 (57,842∙23,644 +
33,764∙9,504 - 38,981∙10,606 - 23,174∙3,816) = 50,130 МВт
QВ = - 0,01042 (57,842∙23,644 + 33,764∙9,504
- 38,981∙10,606 - 23,174∙3,816) + +0,0257 (57,842∙10,606 +
33,764∙3,816 + 38,981∙23,644 + 23,174∙9,504) = 36,037 МВар
9.
Определение мощности в начале линии с учетом потерь мощности в линии
9.1
Максимальный режим
Рисунок 9.1 - Структурная схема сети в максимальном режиме.
,6572 + 3,8972
∆Р1-2=
- - ----- - · 6,79 = 0,055 МВт
1152
9,6572 + 3,8972
∆Q1-2= - ----- - -
· 14,14 = 0,114 МВар
1152
S1-2= 9,657+ 0,055 + j3,897+ j0,114= 9,712 + j3,811 МВА
,9172 + 33,6012
∆РА-1
= - - ----- - · 3,816 = 1,1 МВт
1152
51,9172 + 33,6012
∆QА-1 = - ------ - ·
9,504 = 2,74 МВар
1152
SА-1= 51,917 + 1,1 + j33,601+ j2,74 = 53,017 + j36,341МВА
62,6452 + 45,4702
∆Р2-В
= - ----------------- - · 2,95 = 1,34 МВт
1152
62,6452 + 45,4702
∆Q2-В = -
------------------------ - · 9,775 = 4,44 МВар
1152
S2-В= 62,645 + 1,34 + j45,470+ j4,44= 63,985 + j49,91МВА
9.2
Минимальный режим
Рисунок 9.2 - Структурная схема сети в минимальном режиме.
,7122 + 2,9442
∆Р1-2=
- ---------------------- - · 6,79 = 0,04 МВт
1152
7,7122 + 2,9442
∆Q1-2= - ------------------ -
· 14,14 = 0,073 МВар
1152
S1-2= 7,712+ 0,04 + j2,944 + j0,073= 7,752 + j3,017 МВА
,5162 + 26, 1912
∆РА-1
= - ------------------ - · 3,816 = 0,7 МВт
1152
,5162 + 26, 1912
∆QА-1 = - -------------- - ·
9,504 = 1,74 МВар
1152
SА-1= 41,516 + 0,7 + j26, 191+ j1,74 = 42,216 + j27,931 МВА
,1302 + 36,0372
∆Р2-В
= - ----------------- - · 2,95 = 0,85 МВт
1152
50,1302 + 36,0372
∆Q2-В = - ---------------- - ·
9,775 = 2,81 МВар
1152
S2-В= 50,130 + 0,85 + j36,037+ j2,81= 50,98 + j38,847 МВА
10.
Определение напряжения в отдельных точках сети
10.1
Максимальный режим
В задании дано напряжение в максимальном режиме.
Потери напряжения на участках сети определяются по формуле:
∆U = (РR +QХ) / U (10.1)
где U - напряжение в начале соответствующего участка, кВ
Сначала рассчитывается напряжение на шинах высокого
напряжения, сводя баланс к точке раздела, затем определяется напряжение на
шинах среднего и низкого напряжения. Эти напряжения приведены к Uср высокого напряжения.
Напряжение на шинах 110 кВ ПС
U110 = Uс мах - ∆Uуч (10.2)
где ∆Uуч - потери напряжения на участке сети, кВ
∆U1 = (53,017∙3,816 + 36,341∙9,504) /
118 = 4,66 кВ
∆U2 = (9,712∙6,79 + 3,811∙14,14) / 118 =
1,04 кВ
∆U3 = (63,985∙2,95 + 49,91∙9,775) / 118
= 5,7 кВ
U110 ПС1 = 118 - 4,66 = 113,34 кВ
U110 ПС2 = 113,34 - 1,04 = 112,3 кВ
U110 ПС3= 118 - 5,7 = 112,3 кВ
Определяется напряжение на шинах среднего и низкого
напряжения подстанции.
Подстанция №2 (ТДТН - 63000/110/35/10)
U′ 0 = U110 ПС - ∆U110
(36,0328∙0,485 + 22,5812∙22,57)
U′ 0 = 112,3 - ------------------------------ - =
107,7 кВ
112,3
(17,0143∙0,485 + 0∙13,6114)
U35 ПС2 = 107,7 - ---------------------- - = 107,62 кВ
107,7
(19,0185∙0,485 + 15,2148∙15,22)
U10 ПС2 = 107,7 - ------------------------------- - = 105,46 кВ
107,7
Подстанция №1 (ТДТН - 40000/110)
(21,0236∙0,83 + 14,0878∙35,54)
U′ 0 = 113,34 - --------------------------- - =
108,8 кВ
113,34
(15,0203∙0,83 + 0∙10)
U10 ПС1 = 108,8 - --------------------- - = 108,69 кВ
108,8
(6,0033∙0,83 + 4,0878∙22,32)
U6 ПС1 = 108,8 - --------------- - = 107,91 кВ
,8
10.2
Минимальный режим
∆U1 = (42,216∙3,816 + 27,931∙9,504) /
119 = 3,58
∆U2 = (7,752∙6,79 + 3,017∙14,14) / 119 =
0,82
∆U3 = (50,98∙2,95 + 38,847∙9,775) / 119
= 4,4
U110 ПС1 = 119 - 3,58 = 115,42 кВ
U110 ПС2 = 115,42 - 0,82 = 114,6 кВ
U110 ПС3= 119 - 4,4 = 114,6 кВ
Определяется напряжение на шинах среднего и низкого
напряжения подстанции.
Подстанция №2 (ТДТН - 63000/110)
(28,826∙0,485 + 18,065∙22,57)
U′ 0 = 114,6 - ----------------------------------- -
= 110,92 кВ
114,6
(13,6114∙0,485 + 0)
U35 ПС2 = 110,92 - ------------------ - = 110,86 кВ
110,92
(15,2148∙0,485+ 10,065∙15,22)
U10 ПС2 = 110,92 - ----------------------------------- - = 109,47 кВ
110,92
Подстанция №1 (ТДТН - 40000/110)
(16,8189∙0,83 + 11,2702 ∙35,54)
U′ 0 = 115,42 - ------------------------------ - =
111,8 кВ
115,42
(12,016∙0,83 + 0)
U10 ПС1 = 111,8 - ------------- - = 111,71 кВ
111,8
(4,803∙0,83+ 3,2702∙22,32)
U6 ПС1 = 111,8 - ------------------------ - = 111,11 кВ
111,8
11. Выбор
рабочих коэффициентовтрансформации подстанции
Выбор рабочих коэффициентов трансформации на трансформаторе
ТДТН-63000/110/35/10, установленного на ПС№2.
Возможности трансформатора на стороне высокого напряжения:
кВ±9∙1,78% (РПН).
Интервал регулирования:
∆U = (1,78∙115) / 100 = 2,047кВ
Таблица 11.1 Возможности регулирования трансформатора
(РПН)
|
№ положения
|
UВН, кВ
|
Ктр
= UВН/ UНН,, кВ
|
|
1
|
133,23
|
12,13
|
|
2
|
131, 19
|
11,96
|
|
3
|
129,14
|
11,76
|
|
4
|
127,28
|
11,57
|
|
5
|
125,24
|
11,39
|
|
6
|
123, 19
|
11, 20
|
|
7
|
121,14
|
11,01 МИН
|
|
8
|
119,09
|
10,83
|
|
9
|
117,05
|
10,64
|
|
10
|
115,00
|
10,45
|
|
11
|
112,95
|
10,27
|
|
12
|
110,91
|
10,08 МАХ
|
|
13
|
108,86
|
9,9
|
|
14
|
106,81
|
9,71
|
|
15
|
104,76
|
9,52
|
|
16
|
102,72
|
9,34
|
|
17
|
100,67
|
9,15
|
|
18
|
98,62
|
8,97
|
|
19
|
96,58
|
8,78
|
Данные расчета: U10 мах = 105,46 кВ, U10 мин = 109,47 кВ
На стороне 10 кВ определяю желаемое напряжение:
На шинах 3-20 кВ эл. станций и ПС, к которым присоединяются
питающие сети, должно быть напряжение не ниже 105% 
в период наибольших нагрузок и не выше
100% , в период наименьших нагрузок этих сетей
/6/
Uжел мах =
10,5 кВ,
Uжел мин =
10,0 кВ
Определяю желаемые коэффициенты трансформации:
Ктр мах = 105,46/10,5 = 10,04
Ктр мин = 109,47/10, 0 = 10,95
Сравнивается желаемый коэффициент трансформации с возможностями
РПН трансформатора и выбираем номер рабочего ответвления. В максимальном режиме
- 12 положение переключателя РПН. В минимальном режиме - 7 положение
переключателя РПН.
Определяю действительное напряжение на стороне 10 кВ подстанции:
Uд мах = U10 мах / Ктр д мах
Uд мах =
105,46/10,08 = 10,46 кВ, Uд мин= U10 мин / Ктр
д мин
Uд мин =
109,47/11,01 = 9,95 кВ
На стороне 35 кВ у трансформатора ПБВ.
Возможности трансформатора на стороне среднего напряжения:
,5 кВ ±2∙2,5%
Интервал регулирования:
∆U = (2,5∙38,5) / 100 = 0,96 кВ
Таблица 9.2
|
№ положения
|
UСН, кВ
|
|
1
|
40,42
|
|
2
|
39,46
|
|
3
|
38,5
|
|
4
|
37,54
|
|
5
|
36,58
|
Данные расчета: U35 мах = 107,62 кВ, U35 мин = 110,86 кВ
На стороне 35 кВ определяю желаемое напряжение:
Uжел мах = 38 кВ,
Uжел мин = 36 кВ
Определяю желаемые коэффициенты трансформации:
Ктр жел мах = 107,62/38 = 2,83,
Ктр жел мин = 110,86/ 36 = 3,08
Так как в максимально режиме на стороне 110 кВ выбираю 12
положение, что соответствует U = 110,91 то при Ктр = 2,83 напряжение на стороне
35 кВ будет равно:
U35 мах = 110,91/2,83 = 39,19 кВ
Так как в минимальном режиме на стороне 110 кВ выбираю 8
положение, что соответствует U = 119,09 то при Ктр = 3,08 напряжение на стороне
35 кВ будет равно:
U35 мин = 119,09/3,08= 38,67 кВ
Под нагрузкой на стороне 35 кВ изменить положение
переключателя нельзя, поэтому выбираю одно положение переключателя
удовлетворяющее и максимальному и минимальному режиму.
U35 ср = (U35 мах + U35 мин) /2, U35 ср = (39,19 + 38,67) / 2 = 38,93 кВ
Сравнивая полученные значения, с возможностями трансформатора
на стороне 35 кВ выбираю 2 положение переключателя.
Определяю действительные коэффициенты трансформатора:
Ктр д мах = 110,91/38,93 = 2,85, Ктр д мин =
119,09/38,93 = 3,06
Определяю действительное напряжение на стороне 35 кВ
подстанции:
Uд мах = U10 мах / Ктр д мах
Uд мах = 107,62/2,85 = 37,76 кВ, Uд мин= U10 мин / Ктр д мин
Uд мин = 110,86/3,06 = 36,23 кВ
Выбор рабочих коэффициентов трансформации на трансформаторе
ТДТН-40000/110/10/6, установленного на ПС№1.
Возможности трансформатора на стороне высокого напряжения:
кВ±9∙1,78% (РПН).
Интервал регулирования:
∆U = (1,78∙115) / 100 = 2,047кВ
Таблица 11.2 Возможности регулирования трансформатора
(РПН)
|
№ положения
|
UВН, кВ
|
Ктр
= UВН/ UНН,, кВ
|
|
1
|
133,23
|
20, 19
|
|
2
|
131, 19
|
19,89
|
|
3
|
129,14
|
19,57
|
|
4
|
127,28
|
19,28
|
|
5
|
18,98
|
|
6
|
123, 19
|
18,67 мин
|
|
7
|
121,14
|
18,35
|
|
8
|
119,09
|
18,04
|
|
9
|
117,05
|
17,73
|
|
10
|
115,00
|
17,42
|
|
11
|
112,95
|
17,11 мах
|
|
12
|
110,91
|
16,80
|
|
13
|
108,86
|
16,49
|
|
14
|
106,81
|
16,18
|
|
15
|
104,76
|
15,87
|
|
16
|
102,72
|
15,56
|
|
17
|
100,67
|
15,25
|
|
18
|
98,62
|
14,94
|
|
19
|
96,58
|
14,63
|
Данные расчета: U6 мах = 107,91кВ, U6 мин = 111,11 кВ
На стороне 6 кВ определяю желаемое напряжение:
На шинах 3-20 кВ эл. станций и ПС, к которым присоединяются
питающие сети, должно быть напряжение не ниже 105% в период наибольших нагрузок и не выше
100% , в период наименьших нагрузок этих сетей
/6/
Uжел мах =
6,3 кВ,
Uжел мин =
6,0 кВ
Определяю желаемые коэффициенты трансформации:
Ктр мах = 107,91/6,3 = 17,13
Ктр мин = 111,11/6,0 = 18,52
Сравнивается желаемый коэффициент трансформации с возможностями
РПН трансформатора и выбираем номер рабочего ответвления. В максимальном режиме
- 11 положение переключателя РПН. В минимальном режиме - 6 положение
переключателя РПН.
Определяю действительное напряжение на стороне 6 кВ подстанции:
Uд мах = U10 мах / Ктр д мах
Uд мах =
107,91/17,11 = 6,31 кВ,
Uд мин= U10 мин / Ктр д мин
Uд мин =
111,11/18,67 = 5,95 кВ
Список
использованных источников
1.
Строев "Экономическая география" СССР 1987
.
"НТП" ПС с высшим напряжением 35-750 кВ, М., ВГПИ и НИИ
Энергосетьпроект
1991-40 с.
.
В.Д. Боровиков "Электрические сети энергетических систем" Ленинград,
Энергия 1977-392с.
.
Под редакцией С.С. Рокотян, И.Н. Шапиро "Справочник по проектированию
электроэнергетических систем" М., Энергоатомиздат, 1985-352 с.
.
Типовые проектные решения. Схемы электрических соединений ПС с ВН 35-750 кВ,
М., Энергосетьпроект 1993-75 с.6 ПУЭ №7, 2005-512 с.
.
С.Е. Кокин, Выбор схем электрических соединений подстанций. Методические
указания по "эл. часть эл. станций и ПС" Екатеринбург УГТУ УПИ,
2001-44 с.
Экономическая
география России (под редакцией В.И. Видагина) М., Российская экономическая
академия, Высшее образование, 1999-533 с.