Компенсація реактивної потужності споживачів

МЕТОДИЧНІ ВКАЗІВКИ

для виконання курсового проекту з навчальної дисципліни «Електричні мережі електричних систем»

на тему « Районна електрична мережа»

Підготували: Дремлюга В.А.

Шарабуряк І.В.

Розглянуто на засіданні циклової комісії електротехнічних дисциплін

24 вересня 2013

Голова ЦМК Б.Й. Боднар.

Дремлюга В.А, Шарабуряк І.В.

Методичні вказівки для виконання курсового проекту районної електричної мережі, яка одержує живлення від районної підстанції напругами 220/110/35кВ.

Методичні вказівки інформують про основні розрахунки та обґрунтування прийнятих рішень для забезпечення бажаного рівня напруги в РЕМ на шинах НН та СН підстанцій при економічній надійній роботі з електропостачання споживачів. Виконується компенсація реактивної потужності споживачів для підвищення економічності мережі та пропускної здатності ліній електропередавання. Вибирається оптимальний варіант схеми мережі за техніко-економічним розрахунком. Регулюється напруга на шинах підстанції РЕМ згідно зустрічного принципу.

Приводяться приклади розрахунку в кожному розділі курсового проекту.

Для студентів і викладачів коледжу.

ЗМІСТ

Вступ

1. Компенсація реактивної потужності споживачів

2. Вибір типу і потужності силових трансформаторів

3. Складання варіантів схем електричної мережі і електричний розрахунок двох із них при максимальному навантаженні

4. Техніко-економічне порівняння двох вибраних варіантів схеми проектованої електричної мережі

5. Кінцевий електричний розрахунок оптимального варіанта схеми проектованої електричної мережі

6. Визначення напруги на шинах підстанцій у всіх режимах і вибір способів регулювання напруги

Висновки та енергозбереження

Перелік посилань

ВСТУП

Дати коротку інформацію про електроенергетику та електропередачу України. Описати призначення мережі, яка проектується, кліматичний район розміщення, конструктивне виконання ліній, характеристику споживачів.

Наприклад:

Енергетика є однією з основних галузей суспільного виробництва і відіграє провідну роль у розвитку національної економіки, здійсненні технічного прогресу і підвищенні рівня життя людей. Широке застосування електричної енергії в промисловості, сільському господарстві, на транспорті, у побуті та інших сферах зумовлене простотою її передачі на значні відстані і перетворення в інші види енергії – механічну, теплову, світлову тощо.

Джерелами електричної енергії є електричні станції, які перетворюють енергію палива, води та нетрадиційних джерел в електричну енергію. Теплофікаційні електричні станції поряд з електричною виробляють теплову енергію.

До електричної мережі ставлять такі вимоги:

- забезпечення необхідної надійності електропостачання;

- забезпечення відповідної якості електроенергії;

- економічність при будівництві та експлуатації;

- забезпечення необхідних вимог техніки безпеки.

В курсовому проекті треба забезпечити бажані напруги на шинах підстанцій, вибравши електричну схему мережі, типи трансформаторів і марки проводів, використавши компенсацію реактивної потужності споживачів і регулювання напруги.

Передбачаються повітряні електричні лінії на залізобетонних опорах зі сталеалюмінієвими проводами і гірляндами скляних підвісних ізоляторів.

Дана мережа 220 кВ призначена для живлення районних підстанцій на відстані 30 – 100 км. Складається з двох підстанцій. Живить споживачів І, ІІ, ІІІ категорій за надійністю живлення. Мережа знаходиться в IІ кліматичному районі з ожеледі.

Для безпечності електричних мереж на опорах ліній і огорожах підстанцій вивішуються попереджувальні і заборонні плакати. Негативний екологічний вплив мережі зменшуємо раціональним використанням земель сільськогосподарського призначення.

КОМПЕНСАЦІЯ РЕАКТИВНОЇ ПОТУЖНОСТІ СПОЖИВАЧІВ

Менші перетоки реактивної потужності в лініях електромережі зменшують втрати електроенергії і напруги, що позитивно впливає на режими роботи при максимальних навантаженнях. Для компенсації реактивної потужності застосовуємо комплектні конденсаторні установки.

Вони прості в конструкції та експлуатації. Зменшення перетоків реактивної потужності в лініях і трансформаторах зменшує втрати напруги та електроенергії. Це покращує умови передавання електроенергії, якість електроенергії за напругою та економічні показники роботи мережі.

Реактивну потужність компенсації визначаємо за формулою

(1.1)

де: Р- активна потужність навантаження,

- заданий коефіцієнт реактивної потужності,

- бажаний коефіцієнт реактивної потужності.

Із таблиці 10.22 [2] вибираємо ККУ типу з одиночною потужністю Q_1K

Кількість ККУ за формулою

(1.2)

Беремо парне більше число для резерву потужності компенсації n_р.

Робоча потужність компенсації (1.3)

Реактивна потужність на шинах підстанції з урахуванням компенсації

(1.4)

Повна потужність на шинах за формулою

(1.5)

Розрахункова потужність на шинах

. (1.6)

Підстанція 1

Знаходимо потужність компенсації за формулою(1.1)

Вибираємо конденсаторні установки

типу УК Л(П)– 6(10) –1350У3 [2,таблиця 10.22]

Визначаємо їх кількість за (1.2): за виразом (1.3)

Реактивна потужність після компенсації за (1.4)

Повна потужність МВ А, розрахункова потужність

Підстанція 2

Шини НН

Q_к= 8(0,484-0,363)=3,87-2,9=0,97МВар, вибираємо

УКЛ(П) – 6(10) – 300Л(П)У3 [2,таблиця 10,22]

Q_кр =4

Шини СН

Q_к= 20(0,75-0,363)=15-7,26 =7,74МВар, вибираємо

УКЛ(П) – 6(10) – 1350У3 [2,таблиця 10,22]

Q_кр =6

Знаходимо повну потужність ПС після компенсації:

Розрахункова потужність

2 ВИБІР ТИПУ І ПОТУЖНОСТІ СИЛОВИХ ТРАНСФОРМАТОРІВ

Для надійності електропостачання споживачів першої категорії при умові, що ремонти і ревізії виконуються на відключених трансформаторах, вибираємо по два трансформатори на кожній підстанції. В нормальному режимі кожен з них має бути завантажений на(0,65-0,7)Sном, а в після -аварійному режимі один трансформатор може бути перевантажений до 1,4Sном - 6 годин на добу протягом 5 діб.

(2.1)

Підстанція 1

Вибираємо трансформатор типу: ТРДЦН-160000/220 [2,таблиця 3.8]

S_ном=160МВ·А, U_ВН=230кВ, U_НН=11кВ, Р_х=156кВт, Р_к=500кВт,

U_к=12,5%, І_х=0, 6%, Ціна 269 тис.крб.

Перевіримо завантаження трансформатора в нормальному та після- аварійному режимах

Рисунок 2.1- Схема заміщення двохобмоткового трансформатора з розщепленою обмоткою НН

₇

Для двох паралельних трансформаторів:

Підстанція 2

Вибираємо трансформатор типу ТДТН-25000/220 [2,таблиця 3.8]

S_ном=25МВ·А, U_ВН=230кВ, U_СН=38,5кВ, U_НН=6,6кВ, Р_х=45кВт, Р_к=130кВт, U_кВ-С=15%, U_кВ-Н=20%, U_кС-Н=6,5%, І_х=0,9%, Ціна114,6тис.крб.

Перевіримо завантаження трансформатора в нормальному та після- аварійному режимах

Визначення параметрів трансформаторів:

Активні втрати в сталі трансформатора

(2.2)

Втрати на намагнічування: (2.3)

Рисунок 2.1- Схема заміщення трьохобмоткового трансформатора

Активний опір трансформатора: (2.4)

Реактивний опір трансформатора: (2.5)

Для двох паралельних трансформаторів:

Всі дані розрахунку параметрів трансформаторів заносимо в таблицю 2.1

Таблиця 2.1-Паспортні дані трансформаторів

ПС

Тип трансформатора

Sном МВ·А

Рх кВт

Рк кВт

Uном кВ

Uк %

Іх %

Ціна тис. крб

ВН

СН

НН

В-С

В-Н

С-Н

ТРДЦН-160000/220

12,5

0,6

ТДТН-25000/220

38,5

6,6

6,5

0,9

114,6

Таблиця 2.2 – Параметри схеми заміщення трансформаторів

ПС	Тип трансформатора	1 трансформатор	2 паралельні
DРст МВт	DQx Мвар	R Ом	X, Ом	DРст2 МВт	DQx2 Мвр	R2 Ом	X2, Ом
В	С	Н	В	С	Н
	ТРДЦН-160000/220	0,156	0,96	0,48 0,96		75,6	75,6	0,31	1,92	0,24 0,48		37,8	37,8
	ТДТН-25000/220	0,045	0,225	5,04	275,9	14,5	111,32	0,09	0,45	2,52	137,95	7,25	55,66

2.2 Розраховуємо зведені потужності підстанцій

В режимі мінімальних навантажень конденсаторні батареї вимкнені.

Мвар

Мвар

Мвар

Таблиця 2.3- Зведені потужності трансформаторів при максимальних навантаженнях

Назва	ПС-1	ПС-2
P, МВт	Q,Мвар	P, МВт	Q,Мвар
Потужність на шинах НН		32,85		2,67
Втрати потужності в обмотках НН	0,09	7,17	0,004	0,08
Потужність на початку обм. НН	90,09	40,02	8,004	2,75
Потужність на шинах СН		32,85		6,95
Втрати потужності в обм. СН	0,09	7,17	0,02	0,08
Потужність на початку обм. СН	90,09	40,02	20,02	6,98
Потужність в кінці обмоток ВН	180,18	80,04	28,024	9,73
Втрати потужності в обм. ВН	0,19		0,046	2,51
Потужності на поч. обм. ВН	180,37	80,04	28,07	12,24
Втрати потужності в сердечнику	0,31	1,92	0,09	0,45
Зведена потужність	180,68	81,96	28,16	12,69

Продовження таблиці 2.3 – Зведені потужності трансформаторів при мінімальних навантаженнях

Назва	Максимальна напруга	Мінімальна напруга
P, МВт	Q,Мвар	P, МВт	Q,Мвар
Потужність на шинах НН				1,94
Втрати потужності в обмотках НН	0,035	2,7	0,001	0,02
Потужність на початку обмоток НН	50,035	33,7	4,001	1,96
Потужність на шинах СН				7,5
Втрати потужності в обмотках СН	0,035	2,7	0,009	0,02
Потужність на початку обмоток СН	50,035	33,7	10,009	7,52
Потужність в кінці обмоток ВН	100,07	67,4	14,01	9,48
Втрати потужності в обмотках ВН	0,07		0,01	0,82
Потужність на початку обмоток ВН	100,14	67,4	14,02	10,3
Втрати потужності в сердечнику	0,31	1,92	0,09	0,45
Зведена потужність	100,45	69,32	14,11	10,75

3 СКЛАДАННЯ ВАРІАНТІВ СХЕМ ЕЛЕКТРИЧНОЇ МЕРЕЖІ І ЕЛЕКТРИЧНИЙ РОЗРАХУНОК ДВОХ З НИХ ПРИ МАКСИМАЛЬНОМУ НАВАНТАЖЕННІ

3.1 Намічаємо декілька можливих варіантів структурних схем, враховуючи категорії споживачів по надійності живлення та вимоги до складання схем для електричного розрахунку. Можливі схеми кільцева, магістральна і радіальна.

1- кільцева схема;

2 – магістральна мережа;

3 – радіальна схема;

Рисунок 3.1 – Структурні схеми варіантів мережі

Таблиця 3.1 – Кількісні показники варіантів схем

варіант	довжина ліній, км	довжина трас, км	Кількість вимикачів 150 кВ
1 кільцева
2 радіальна	2(120+140)=520
3 магістральна	2(120+150)=540

В кільцевій схемі на напрузі 220кВ ПС1 і ПС2 застосовуємо схему чотирикутника з вимикачами; на СН і НН – одиночну секційну систему шин. В магістральній і радіальній схемах на напрузі 220кВ ПС1 і ПС2 застосовані схеми блоків лінія - трансформатор з вимикачами. В схемах блока застосована ремонтна перемичка, яка буде використовуватися для оперативних перемикань.

Для електричного розрахунку вибираємо 1 і 2 варіанти схеми.

Рисунок 3.1- Електрична схема кільцевої мережі.

3.2- Електрична схема магістральної мережі.

Рисунок 3.3- Електрична схема радіальної мережі.

3.2 Розрахунок варіанта 1 – кільцева схема.

Економічний переріз проводу розраховуємо за економічною густиною струму і вибираємо сталеалюмінієві проводи марок АС із таблиці 7.35[2]. Із таблиці 10.1[2] j_e=1,0A/мм² при Т_макс=6200год.

(3.1)

Струм в лінії

(3.2)

Перевіряємо вибрані марки проводів на нагрівання в нормальному та післяаварійному режимах І_доп ≥ І_л (3.3)

Рисунок 3.4- Розрахункова схема варіанта 1(кільцева)

За правилом моментів розраховуємо потужності на ділянках від джерела

Перевіряємо баланс потужностей навантаження і джерела

+ = +

137,41+j62,3+71,43+j32,35=208,84+j94,65=180,68+j81,96+28,16+j12,66МВ·А

За І законом Кірхгофа знаходимо потужності на ділянці 21 мережі і наносимо на схему рисунка 3.4.

Розраховуємо струми на ділянках:

Перерізи проводів знаходимо за економічною густиною струму

АС 400/51,І_доп=1090А, І_п.ав.=603,4А, при вимкненні лінії А2, S_А1п.ав=s₁ + s₂=208,84+j94,65МВ·А.

за умовою корони AC240/32, I_доп.=605А при вимкненні лінії А1 І_21п.ав=522,1А<605А=І_доп

АС 240/32, I_доп.=605А.

Умови нагрівання виконуються.

Розрахунок параметрів ліній проводимо за схемою заміщення і формулами

Рисунок 3.5 – Схема заміщення лінії 220 кВ

(3.4)

(3.5)

(3.6)

Для двох паралельних ліній

(3.7)

(3.8)

(3.9)

Паспортні і розрахункові параметри ліній заносимо в таблицю 3.2

3.3 Вибір марок проводів магістральної мережі.

Рисунок 3.6 – Розрахункова схема варіанта 2(радіальна )

АС 240/ 32 Iдоп=605А

за умовою корони вибираємо АС 240/32 І_доп=605А

Перевіряємо вибрані марки проводів на нагрівання в нормальному та післяаварійному режимах І_доп ≥ І_л (3.3)

І_А1п.ав=522,2А<605А= І_доп

І_А2.ав=81,28А<605А= І_доп

Умова нагрівання виконується.

Паспортні і розрахункові параметри ліній заносимо в таблицю 3.2

Таблиця 3.2- Параметри ліній

Варіант	Лінія	Марка провода	l, км	Паспортні дані	Розрахункові дані
r0, Ом/км	х0, Ом/км	b0х10-6 См·км	Iдоп, А	Rл/Rл(2) Ом	Xл/Xл(2) Ом	Qв/Qв(2) Мвар
	А1	АС 400		0,075	0,414	2,7		9,0	49,68	15,8
	АС 240		0,12	0,435	2,6		18,0	65,25	18,88
А2	АС 240		0,12	0,435	2,6		16,8	60,9	17,62
	A1	АС 240	2x120	0,12	0,435	2,6		14,4/7,2	52,2/26,1	15,1/30,2
А2	АС 240	2x140	0,12	0,435	2,6		16,8/8,4	60,9/30,45	17,6/35,2

4 ТЕХНІКО-ЕКОНОМІЧНЕ ПОРІВНЯННЯ ДВОХ ВИБРАНИХ ВАРІАНТІВ СХЕМ ПРОЕКТОВАНОЇ ЕЛЕКТРИЧНОЇ МЕРЕЖІ

Метод зведених розрахункових затрат застосовуємо при умові, що технічні показники (надійність, довговічність, степінь автоматизації, зручність та безпека монтажу й експлуатації) обох варіантів рівноцінні. Кращим є варіант з меншими З_зв.

(4.1)

Е_н=0,1 – коефіцієнт ефективності капіталовкладень.

(4.2)

4.1 Порівняння варіантів для ліній

(4.3)

[2, таблиця 10.15]

(4.4)

Втрати електроенергії в лінії і трансформаторі (4.5)

(4.6)

Варіант 1 – кільцева схема;капітальні затрати на будівництво ліній

А 1 АС400 К₀ =19,4тис. крб./км; К_А1=19,4·120·10 =23280тис.крб.

А2 АС240 К₀ =16,4 тис. крб./км; К_А2 =16,4·140·10 =22960 тис.крб.

21 АС240 К₀ =16,4 тис. крб./км; К₂₁ =16,4·150·10 =24600 тис.крб.

К_л = К_А1+К_А2+К₂₁ =70840 тис.крб. ;

Розраховуємо втрати електроенергії в лініях

DW_л=34205,7·10³ кВт·год.

Втрати електроенергії в трансформаторах

DW_т=6832,3 · 10³ кВт·год.; DW_вар.1=34205,7 + 6832,3 = 41038 · 10³ кВт·год

Вартість втраченої електроенергії В_втр.=30·10^-5·41038 ·10³ =12311,4тис.грн.

Капітальні затрати на спорудження підстанцій

К_пс1 =( 460+2х269+353)·10 =13510тис.грн.

К_пс2 =(520+2х114,6+353)·10 =11022тис.грн.

К_пс =13510+11022 = 24532тис.грн.

Капітальні затрати електромережі

К_м =70840+24532 =95372тис.грн.

Зведені розрахункові затрати

З_зв1 = 0,1·95372 +0,028·70840 +0,084·24532+12311,4 =25892,8тис.грн.

Варіант 2

А 1 АС240 К₀ =27,8тис. крб./км; К_А2=27,8·120·10 =33360тис.крб.

A2 АС240 К₀ =27,8 тис. крб./км; К₂₁ =27,8·140·10 =38920 тис.крб.

К_л =72280тис.грн.

DW_л=29177,6·10³ кВт·год.

DW_т=6832,3 · 10³ кВт·год.; DW_вар.2=29177,6·10³ +6832,3 · 10³ ==36009,9·10³ кВт·год

В_втр.=30·10^-5·36009,9·10³ =10803тис.грн.

Капітальні затрати на споруження підстанцій

К_пс1 =(360+2·269+180)·10 =10780тис.грн.

К_пс2 =(520+2·114,6+180)·10 =9292тис.грн.

К_пс =10780+9292= 20072тис.грн.

Капітальні затрати електромережі

К_м =72280+20072=92352тис.грн.

Зведені розрахункові затрати

З_зв2 = 0,1·92352+0,028·72280 +0,084·20072+10803=23748,0тис.грн.

[2, таблиця 10.2]

- ціна втраченої 1 кВт·год;

Складаємо електричні схеми варіантів електричної мережі.

(4.7)

Коефіцієнт індексації цін К_інд=10грн./крб..

Таблиця 4.1 – Результати техніко – економічного порівняння варіантів

варіант	Кл тис.грн	Кпс тис.грн	Км тис.грн	DWл·103 кВт·год.	. DWт·103 кВт·год	(aе+aа)Кл тис.грн.	(aе+aа)Кпс тис.грн.	BBTP,   тис.грн	Зл тис.грн
				34205,7	6832,3	1983,5	2060,7	12311,4	25892,8
				29177,6	6823,3	2023,8	1686,0	10803,0	23748,0

Порівняння варіантів для підстанцій

[2, таблиця 10.37] ; [2, таблиця 10.2]

[2, таблиця 10.27]

Оптимальний варіант другий – радіальна схема.

5 КІНЦЕВИЙ ЕЛЕКТРИЧНИЙ РОЗРАХУНОК

ОПТИМАЛЬНОГО ВАРІАНТА СХЕМИ ЕЛЕКТРИЧНОЇ МЕРЕЖІ

За схемами заміщення електричної мережі розраховуємо уточнений розподіл потужностей в лініях для максимального і мінімального режимів та після аварійного режиму з урахуванням втрат потужностей в лініях і зарядних потужностей ліній. Розрахунок проводимо в табличній формі .

5.1 Режим максимальних навантажень

Рисунок 5.1 – Схема заміщення мережі в максимальному режимі

Таблиця 5.1- Розподіл потужності в лініях при максимальному навантаженні

Лінія	Потужн. в кінці лінії, МВА	Qв2, Мвар	Потужн. в кінці ланки, МВА	Втрати потужн. в лінії, МВА	Потужн. на початку ланки, МВА	Qв1, Мвар	Потужн. на початку лінії, МВА
A1	180,68+j81,96	-j15,1	180,68+j66,86	5,52+j20,01	186,2+j86,87	-j15,1	186,2+j71,77
A2	28,16+j12,69	-j17,62	28,16-j4,93	0,14+j0,53	28,3-j4,4	-j17,62	28,3-j21,02

Коефіцієнт корисної дії електричної мережі в режимі максимальних навантажень

5.2 Режим мінімальних навантажень

Складаємо схему заміщення мережі при мінімальному навантаженні. Потужності мінімального режиму беремо з таблиці 2.2

Рисунок 5. 2- Схема заміщення РЕМ в режимі мінімального навантаження

Таблиця 5.2- Розподіл потужності в лініях при мінімальному режимі

Лінія	Потужн. в кінці лінії, МВА	Qв2, Мвар	Потужн. в кінці ланки, МВА	Втрати потужн. в лінії, МВА	Потужн. на початку ланки, МВА	Qв1, Мвар	Потужн. на початку лінії, МВА
А1	100,45+j69,32	-j15,1	100,45+j54,22	1,94 +j7,03	102,39+j61,25	-j15,1	102,45-j46,15
A2	14,11+j10,75	-j17,62	14,11-j6,87	0,04+j0,15	14,15-j6,72	-j17,62	14,15-j24,34

5.3 Післяаварійний режим.

При максимальному навантаженні вимкнені по одному колу обох ліній.

Рисунок 5.3- Схема заміщення РЕМ в післяаварійному режимі при максимальному навантаженні

Таблиця 5.3- Розподіл потужності в лініях в післяаварійному режимі при максимальному навантаженні

Лінія	Потужн. в кінці лінії, МВА	Qв2, Мвар	Потужн. в кінці ланки, МВА	Втрати потужн. в лінії, МВА	Потужн. на початку ланки, МВА	Qв1, Мвар	Потужн. на початку лінії, МВА
А1	180,68+j81,96	-j7,55	180,68+j74,21	11,35+j41,15	192,03+j115,36	-j7,55	192,03+j107,81
А2	28,16+j12,69	-j8,81	28,16+j3,88	0,28+j1,02	28,44+j4,9	-j8,81	28,44-j3,91

6 ВИЗНАЧЕННЯ НАПРУГИ НА ШИНАХ ПІДСТАНЦІЙ У ВСІХ РЕЖИМАХ І ВИБІР СПОСОБІВ РЕГУЛЮВАННЯ НАПРУГИ

Напруги розраховуємо за формулою

U₂ = (6.1)

- поздовжня складова спаду напруги, (6. 2)

втрата напруги ;

- поперечна складова спаду напруги, (6.3)

яка мало впливає на величину напруги U₂, тому в практичних

розрахунках нею нехтують;

де P_поч. ,Q_поч. – активна і реактивна потужності на початку ланки схеми заміщення лінії та трансформатора; R,X - активний і реактивний опори ланки схеми заміщення.

6.1 Режим максимального навантаження

U_A = 1,1U_ном = 1,1·220=242кВ,

Втрата напруги в лінії А 1DU_A1 =

Напруга на шинах ВН ПС1U₁ = 242 - 14,9 =227,1кВ

Підстанція 1

Втрата напруги в обмотках трансформатора

DU_B = U^’₀ = 227,1 - 0,2=226,9кВ

DU_нн = ; U^’_н = 226,9 - 6,85 =220,05кВ

Лінія А2

DU _А2 = U₂ = 242 – 0,4 =241,6кВ

Втрата напруги в обмотці ВН трансформатора

DU_вн = U^’₀ = 241,6 - 7,28=234,32кВ

DU_сн = U^’_с = 234,32- 0,41 =233,89кВ

DU_нн = U^’_н = 234,32- 0,74 =233,58кВ

6.2 режим мінімального навантаження, U_A = 1,0U_ном = 1,0·220= 220кВ

Втрата напруги в лінії А 1

DU_A1 = ;Напруга на шинах ВН ПС1

U₁ = 220- 10,62=2 09,38кВ;

Втрати напруги в обмотках DU_вн = ;

U^’₀ = 209,38 -0,11=209,27кВ;

DU_нн = ; U^’_н = 209,27- 6,2 =203,07кВ

Лінія А2

DU _А2 = ; U₂ = 220 –(-0,4) =220,4кВ

Втрата напруги в обмотці ВН трансформатора

DU_вн = U^’₀ = 220,4 - 6,61 = 213,79кВ

DU_сн = ; U^’_с = 213,79- 0,37 =213,42кВ

DU_нн = ; U^’_н = 213,79 - 0,56 = 213,23кВ

6.3 Післяаварійний режим, U_A = 1,05U_ном = 1,05·220=23 1кВ

Лінія A1

U₁ = 231 –26,07 =204,93кВ,

Підстанція 1

Втрата напруги в обмотці ВН трансформатора

DU_вн = ; U^’₀ = 204,93 - 0,22 = 204,71кВ

DU_нн = ; U^’_н = 204,71 - 7,59 = 196,12 кВ

Лінія А2

Втрата напруги в лінії А2 DU _А2 =

Напруга на шинах ВН ПС2 U₂ = 231- 3,36 =227,64кВ

Втрати напруги в обмотках DU_в =

U^’₀ = 227,64 - 7,73 = 219,91кВ; DU_сн =

U^’_с = 219,91 - 0,46 =219,45кВ; DU_нн =

Напруга на шинах НН, зведена до напруги ВН

U^’_н =219,91 - 0,79 =219,12кВ

6.4 Регулювання напруги

Для забезпечення бажаних рівнів напруги на шинах НН і СН вибираємо пристрої РПН силових трансформаторів

Вибираємо РПН 230 12´ 1,0% [2,таблнця 3.2]