Розрахунок електричної мережі на кілька варіантів підключення

Ом/км

r0

0,162

0,249

0,249

0,12

0,249

0,428

4

Питомий індуктивний опір фази лінії

Ом/км

X0

0,413

0,427

0,427

0,405

0,427

0,444

5

Питома зарядна потужність лінії

Мвар/км

q0

0,037

0,036

0,036

0,038

0,036

0,034

6

Активний опір лінії

Ом

Rл

8,16

8,96

6,72

4,75

4,33

7,96

7

Індуктивний опір лінії

Ом

Xл

20.82

15,37

11,53

16,04

7,43

8,28

8

Реактивна потужність генерируєма лінією

Мвар

Qc

1,86

1,3

0,97

1,5

2,51

2,53

Для зменшення кількості елементів у схемі заміщення навантаження підстанцій приводять до високої сторони трансформаторів. Із цією метою в навантаженнях кожної підстанції (Sрасч i) ураховують, поряд з навантаженнями на низькій стороні (Sni), втрати в трансформаторах (ДSтi) і генерацію реактивної потужності лініями, які підходять до підстанції (УQc/2). Для i-й підстанції

,(2.33)

Втрати в трансформаторах складаються із втрат у сталі (ДSст=ДРст+jДQст.) і втрат у міді (ДSм=ДРм+jДQм).

ДSт = ДSст. + ДSм(2.34 )

Розрахунок втрат проведений із використанням паспортних і розрахункових даних трансформаторів [4] по формулах [5]:

(2.35)

де ДРх , ДQх - втрати холостого ходу одного трансформатора;

n - кількість трансформаторів на ПС.

(2.36)

де ДРк - активні втрати короткого замикання;

Uк% - напруга короткого замикання;

Sт ном - номінальна потужність трансформаторів.

Розрахунки для режиму зимового максимуму обраної мережі наведені в таблиці 2.13.

Таблиця 2.13 - Втрати потужності в трансформаторах. Розрахункова потужність навантаження ПС на стороні ВН

№ п/п	Розрахункова величина	Од. вим.	Зазн.	Підстанції
				1	2	3	4	5
1	Номінальна потужність трансформатора	МВА	Sт.н	10	25	10	10	16
2	Кількість трансформаторів	шт.	nтр	2	2	2	2	2
3	Номінальна напруга обмоток на стороні ВН трансформаторів	кВ	U1нт	115	115	115	115	115
4	Номінальна напруга обмоток на стороні НН трансформаторів	кВ	U2нт	11	10,5	11	11	11
5	Втрати активної потужності холостого ходу	МВт	ДPхх	0,014	0,027	0,014	0,014	0,019
6	Втрати реактивної потужності в магнитопроводах трансформаторів	МВАр	ДQхх	0,07	0,175	0,07	0,07	0,112
7	Втрати активної потужності короткого замикання	МВт	ДPкз	0,06	0,12	0,06	0,06	0,085
8	Напруга короткого замикання	%	Uк	10,5	10,5	10,5	10,5	10,5
9	Найбільше активне навантаження на стороні НН ПС	МВт	Pn	15,4	30,8	13,2	16,5	20,9
10	Найбільше реактивне навантаження на стороні НН ПС із урахуванням потужності КП	МВАр	Qn	4,36	11,21	3,96	5,38	6,59
11	Найбільше повне навантаження на стороні НН ПС із урахуванням потужності КП	МВА	Sn	16	32,78	13,78	17,36	21,91
12	Втрати активної потужності в магнитопроводах “nтр” трансформаторів	МВт	ДPст	0,028	0,054	0,028	0,028	0,038
13	Втрати активної потужності в обмотках “nтр” трансформаторів	МВт	ДPм	0,077	0,103	0,057	0,09	0,08
14	Сумарні втрати активної потужності в “nтр” трансформаторах	МВт	ДPт	0.105	0,157	0,085	0,118	0,118
15	Розрахункове активне навантаження ПС	МВт	Pрасч	15,505	30,903	13,285	16,618	21,018
16	Втрати реактивної потужності в магнитопроводах “nтр” трансформаторів	МВАр	ДQст	0,14	0,35	0,14	0,14	0,224
17	Втрати реактивної потужності в обмотках “nтр” трансформаторів	МВАр	ДQм	1,344	2,257	0,997	1,582	1,575
18	Сумарні втрати реактивної потужності в “nтр” трансформаторах	МВАр	ДQт	1,484	2,607	1,137	1,722	1,799
19	Реактивне навантаження ПС, наведена до сторони ВН ПС	МВАр	Q	5,844	13,817	5,096	7,102	8,389
20	Реактивна потужність, генерируемая лініями, що підходять до ПС	МВАр	УQс/2	1,58	1,135	1,235	2,52	1,265
21	Розрахункове реактивне навантаження ПС	МВАр	Qрасч	4,264	12,682	3,861	4,582	7,124

2.8 Розрахунок режиму зимового максимуму навантаження обраного варіанта мережі

2.8.1 Розрахунок потокорозподілу в мережі і напруги на підстанціях

Розрахунок магістральної ділянки мережі проводимо у два етапи [2].

I етап. Приймаємо напруги у всіх вузлах, крім ДЖ (там напруга задана), рівним Uном і проводимо розрахунок на кожній ділянці мережі по формулах складеним для умови завдання параметрів режиму наприкінці ділянки. Завданням I етапу є визначення втрат потужності в лініях і потужності на початку кожної ділянки. Розрахунок робимо по напрямку від останньої ПС до ДЖ:

Skij = Snj; (2.37)

; (2.38)

SHij = Skij + ДSij = Pkij + ДPij + j(Qkij + ДQij), (2.39)

де Skij , Pkij , Qkij - потік повної, активної й реактивної потужності наприкінці лінії j -й ПС (далекої від ДЖ);

SHij , PHij , QHij - потік повної, активної й реактивної потужності на початку лінії в i-й ПС (ближньої до ДЖ);

ДSkij , ДPkij , ДQkij - втрати повної, активної й реактивної потужності в лінії між i-й j-й ПС;

rij, Xij - активний і реактивний опір ділянки ПЛ між i-й й j-й ПС, Ом.

II етап. Розрахунок кожної ділянки мережі виконуємо по формулах, складеним для умови завдання параметрів режиму на початку ділянки. Розрахунок починаємо від ДЖ і проводимо в напрямку до найбільш віддалених підстанцій.

(2.40)

де ДUHij - поздовжня складова спадання напруги на ділянці ПЛ;

Ui - напруга на початку лінії (на i-й ПС), кВ;

Uj - напруга наприкінці лінії (на j-й ПС), кВ.

Для мереж з Uном < 110 кВ можна вважати, поперечна складова спадання напруги на ділянці дорівнює 0. Тоді:

Ui = Uj - ДU (2.41)

При розрахунку кільцевої ділянки мережі спочатку визначаємо потокорозподіл без обліку втрат потужності. Після цього розриваємо мережу в крапці потокорозподілу таким чином, щоб потоки потужності не змінилися. У крапці потокорозподілу напругу визначають як середнє значення.

Розрахунок потокорозподілу максимуму навантаження обраного варіанта мережі.

Знайдемо потокорозподіл в лінії А-5-4:

Sk54 = 16,618 +j4,582 MBA

Sн54 = 16,618 +j4,582+0,195 + j0,203 = 16,813 +j4,785 MBA

SkA5 = 16,618 +j4,582+21,018 + j7,124 = 37,813 +j11,909 MBA

SнA5 = 37,831 +j11,909+0,563 + j0,966 = 38,394 +j12,875 MBA

UA = 1,1Uном = 1,1?110 = 121 кВ

U5 = 121 - 2,16 = 118,84 кВ

U4 = 118,84 - 1,46 = 117,38 кВ

Знайдемо потокорозподіл в мережі А-1-2-3-А при умові ДSл = 0 і Uі = 0.

Перевірка Sр1 + Sр2 + Sр3 = 59,693 + j20,807 MBA.

S12 = 27,25+j9,34-15,505-j4,264 = 11,745+j5,076 MBA

S32 = 11,745+j5,076 -30,903-j12,682 = - 19,158-j7,606 MBA.

Sk12 = 11,745 +j5,076 MBA

Sн12 = 11,745 +j5,076+0,121 + j0,208 = 11,866 +j5,284 MBA

SkA1 = 11,866 +j5,284+15,505 + j4,264 = 27,371 +j9,548 MBA

SнA1 = 27,371 +j9,548+0,567 + j1,446 = 27,938 +j10,994 MBA

Sk32 = 19,158 +j7,606 MBA

Sн32 = 19,158 +j7,606+0,236 + j0,405 = 19,394 +j8,011 MBA

SkA3 = 19,394 +j8,011+13,285 + j3,861 = 32,679 +j11,872 MBA

SнA3 = 32,679 +j11,872+0,475 + j1,602 = 33,154 +j13,474 MBA

UA = 121 кВ

U1 = 121 - 3,78 = 117,22 кВ

U'2 = 117,22 - 1,6 = 115,62 кВ

U3 = 121 - 3,09 = 117,91 кВ

U''2 = 117,91 - 1,89 = 116,02 кВ

U2 = (115,62 + 116,02)/2 = 115,82 кВ

Після розрахунку потокорозподілу в кожнії ПЛ знаходимо струм

(2.42)

і порівнюємо його із припустимим значенням.

Результати розрахунків уточненого потокорозподілу заносимо в таблицю 2.14.

Таблиця 2.14 - Уточнені значення потокорозподілу режиму найбільших навантажень обраного раріпнту мережі

№ п/п	Розрахункова величина	Од. вим.	Зазн	Лінії
				A1	12	23	A3	A5	54
1	Потужність на початку лінії	МВА	PН+ jQН	27,94++j10,99	11,87++j5,28	19,39++j8,01	33,15++j13,47	38,39++j12,88	16,81++j4,79
2	Потужність наприкінці лінії	МВА	PК+ jQК	27,37++j9,55	11,75++j5,08	19,16++j7,61	32,68++j11,87	37,83++j11,91	16,62++j4,58
3	Втрати потужності в лінії	МВА	ДP+ jДQ	0,57+ +j1,45	0,12+ +j0,21	0,24+ +j0,41	0,48+ +j1,6	0,56+ +j0,97	0,2+ +j0,2
4	Втрати напруги в лінії	кВ	ДU	3,78	1,6	1,89	3,09	2,16	1,46
5	Напруга наприкінці лінії	кВ	UK	117,22	115,82	115,82	117,91	118,84	117,38
6	Струм по лінії	А	I	157,6	68,2	110,1	187,8	106,28	45,9
7	Кількість і перетин проведення	мм2	n x F	1x 185/29	1x 120/19	1x 120/19	1x 240/32	1x 120/19	1x 70/11
8	Припустимий струм	А	Iдоп	520	390	390	610	390	265

2.8.2 Регулювання напруги на підстанціях обраного варіанта мережі

Основне регулювання напруги в системі електропостачання виконується на понижуючих підстанціях 110/10 кВ, які є центрами живлення розподільних мереж 10 кВ, трансформаторами із РПН. Регулювання виробляється по зустрічному принципі спеціальною автоматикою залежно від потужності (струму) навантаження на стороні НН підстанції. У режимі найбільших навантажень напруга на шинах ДЖ - 1,05Uном.

Для розрахунку трансформатор представляємо у вигляді його повного опору й ідеального трансформатора. Схема заміщення трансформатора для розрахунку відгалужень РПН представлено нижче.

Знаходимо втрату напруги в трансформаторі і U'2 по формулах:

(2.43)

U = U1i - ДUтi (2.44)

де Uni - напруга на шинах ВН відповідної підстанції, отримане за результатами розрахунку сталих режимів;

n - кількість працюючих трансформаторів на ПС.

Потім знаходимо розрахункове значення номера відгалуження:

(2.45)

де U - напруга на стороні НН, наведене до сторони ВН;

U2жел - бажана напруга на низькій стороні трансформатора;

U1тном, U2тном - номінальні напруги трансформатора;

n - номер відгалуження РПН трансформатора;

ДUрег - крок регулювання РПН, в %.

Схема заміщення трансформатора для розрахунку відгалужень РПН

Знайдені значення округляємо до найближчих стандартних.

Визначаємо реальний коефіцієнт трансформації:

(2.46)

Після чого знаходимо дійсне значення напруги на шинах НН:

(2.47)

Результати розрахунків, що дозволили вибрати відповідні щаблі регулювання трансформаторів кожної з підстанцій і визначити дійсні напруги на шинах низької напруги підстанції, вносимо в таблицю 2.15.

Таблиця 2.15 - Регулювання напруги в режимі найбільших навантажень на підстанціях обраного варіанта мережі

№ п/п	Розрахункова величина	Од. ізм.	Обозн.	Підстанції
				1	2	3	4	5
1	Тип трансформаторів	-	-	ТДН-10000/110	ТДН-25000/110	ТДН-10000/110	ТДН-10000/110	ТДН-16000/110
2	Кількість трансформаторів	шт.	nт	2	2	2	2	2
3	Активний опір обмоток трансформатора	Ом	Rтi	3,98	1,27	3,98	3,98	2,19
4	Реактивний опір обмоток трансформатора	Ом	Xтi	69,5	27,95	69,5	69,5	43,.35
5	Найбільше активне навантаження на стороні НН ПС	МВт	Pni	15,4	30,8	13,2	16,5	20,9
6	Найбільше реактивне навантаження на стороні НН ПС із урахуванням потужності КП	МВАр	Qni	4,36	11,21	3,96	5,38	6,59
7	Напруга на стороні ВН ПС	кВ	U1i	117,22	115,82	117,91	117,38	118,84
8	Втрата напруги в трансформаторах	кВ	ДU1i	3,11	3,04	2,78	3,74	2,79
9	Напруга на стороні НН трансформаторів, наведене до сторони ВН	кВ	U	114,09	112,78	115,13	113,64	116,05
10	Номінальна напруга на стороні ВН трансформаторів	кВ	U	115	115	115	115	115
11	Номінальна напруга обмотки на стороні НН трансформаторів	кВ	U2нтi	11	10,5	11	11	11
12	Бажана напруга на шинах НН ПС	кВ	U2жi	10,5	10,5	10,5	10,5	10,5
13	Розрахунковий щабель регулювання	-	nрасч	2,2	-1,1	2,7	2	3,2
14	Фактичний щабель регулювання	-	nрег	2	-1	3	2	3
15	Дійсний коефіцієнт трансформації	-	Kтi	10,83	10,76	11,01	10,83	11,01
16	Напруга на стороні НН ПС	кВ	U2дi	10,54	10,48	10,45	10,5	10,54
17	Відхилення напруги	%	Vоткл	5,4	4,8	4,5	5	5,4

2.8.3 Уточнення потужності компенсаційного пристрою (КП)

Думаючи, що встановлена потужність генераторів енергосистеми достатня для покриття потреб проектованої мережі в активній потужності, знаходимо Рсист.

(2.48)

Далі по формулі (2.3) визначаємо можливість системи по генерації реактивної потужності, а з рівняння повного балансу реактивну потужность

(2.49)

знаходимо потреби системи в КП.

Так само робимо уточнення потужності, генерируємої батареями конденсаторів відповідно до формули (2.9).

Після цього уточнюємо найбільші реактивні й повні навантаження на стороні НН ПС із урахуванням потужності КП, і результати заносимо в таблицю 2.16.

Таблиця 2.16 - Уточнення потужності КП

№ п/п	Розрахункова величина	Од. вим.	Зазн	Підстанції
				1	2	3	4	5
1	Найбільше активне навантаження на НН ПС	МВт	Pni	15,4	30,8	13,2	16,5	20,9
2	Найбільше реактивне навантаження на НН ПС	МВАр	Q	7,885	18,264	7,484	8,91	10,116
3	Розрахункова потужність КП на ПС	МВАр	Qpкуi	1,02	4,53	1,6	1,55	0,79
4	Напруга на стороні НН ПС	кВ	U2дi	10,54	10,48	10,45	10,5	10,54
5	Кількість і потужність БК типу КС 2-1,05-60	МВАр	Nкс2/Qкс2	-	1/3,515	-	-	-
6	Кількість і потужність БК типу КСКГ-1,05-125	МВАр	Nкск/Qкскг	-	-	-	-	-
7	Фактична потужність КП на ПС	МВАР	Qфкуi	-	3/515	-	-	-
8	Найбільше реактивне навантаження на стороні НН ПС із обліком КП	МВАр	Q	7,885	14,749	7,484	8,91	10,116
9	Найбільше повне навантаження на стороні НН ПС із обліком КП	МВА	Sni	17,3	34,15	15,17	18,75	23,22

2.9 Розрахунок режиму літнього мінімуму навантаження обраного варіанта мережі

Для режиму літнього мінімуму навантаження приймаємо потужності на стороні НН ПС рівні 35% від найбільшої зимової. При цьому враховуємо відсутність КП на підстанціях ПС1, ПС3, ПС4 та ПС5, а на ПС2 маємо одну батарею конденсаторів. Напругу в ДЖ приймаємо рівною 110 кВ.

При мінімумах добового й річного графіків навантажень трансформатори на підстанціях істотно недовантажені. Один трансформатор може забезпечити все навантаження на підстанції. Відключення другого трансформатора доцільно в тому випадку, якщо зниження активних втрат у сталі буде більшим, ніж їхнє збільшення в міді при переході на роботу з одним трансформатором. Це має місце в тому випадку, коли споживання знижується нижче критичного (Sni<Sкр):

(2.50)

1) ;

де Крр.м= 0,9

= 15,4+30,8+13,2+16,5+20,9 = 96,8 MBт

= 0,57+0,12+0,24+0,48+0,56+0,2 = 2,17 MBт

= 0,105+0,157+0,085+0,118+0,118 = 0,583 MBт

= 0,9?96,8+2,17+0,583 = 89,873 MBт

2) ;

де КQр.м= 0,95

= 7,885+18,264+7,484+8,91+10,116 = 52,659 Mвар

= 1,45+0,21+0,41+1,6+0,97+0,2 = 4,84 Mвар

= 1,484+2,607+1,137+1,722+1,799 = 8,749 Mвар

= 1,86+1,3+0,97+1,5+2,51+2,53 = 10,67 Mвар

= 89,873?0,484 = 43,499 Mвар

= 0,95?52,659+8,749+4,84-10,67-43,499 = 9,447 Mвар

= 15,4(0,512-0,446) = 1,02 Mвар

= 30,8(0,593-0,446) = 4,53 Mвар

= 13,2(0,567-0,446) = 1,60 Mвар

= 16,5(0,54-0,446) = 1,55 Mвар

= 20,9(0,484-0,446) = 0,79 Mвар

Результати заносимо в таблицю 2.17.

Таблиця 2.17 - Доцільна кількість включених трансформаторів у режимі найменших навантажень

№ п/п	Розрахункова величина	Од. вим.	Зазн.	Підстанції
				1	2	3	4	5
1	Найменше літнє навантаження ПС	МВА	Sn min	6,06	11,95	5,31	6,56	8,13
2	Номінальна потужність трансформатора	МВА	Sт.ном	10	25	10	10	16
3	Кількість трансформаторів на ПС	-	nтр	2	2	2	2	2
4	Критична потужність навантаження	МВА	Sкрi	6,83	16,77	6,83	6,83	10,7
5	Доцільне число включених трансформаторів	-	nл	1	1	1	1	1

Послідовність розрахунків потокорозподілу, рівнів напруги, режиму КП в розглянутому режимі виконуємо в аналогічній послідовності в режимі максимальних навантажень.

Результати розрахунків, виконані для режиму найменших навантажень, вносимо в таблиці 2.18 - 2.21.

Розрахунок потокорозподілу мінімума навантаження обраного варіанта мережі.

Sk54 = 5,82 +j1,12 MBA

Sн54 = 5,82 +j1,12 +0,023 + j0,024 = 5,843 +j1,144 MBA

SkA5 = 5,843 +j1,144 +7,36 + j2,82 = 13,203 +j3,964 MBA

SнA5 = 13,203 +j3,964+0,068 + j0,177 = 13,271 +j4,081 MBA

Перевірка Sр1 + Sр2 + Sр3 = 20,91 + j8,17 MBA , SА1 + SА3 = 20,91 + j8,17 MBA

S12 = 8,77+j3,74-5,43-j1,55 = 3,34+j2,18 MBA

S32 = 12,14+j4,43 - 4,65-j1,82 = 7,49+j2,61 MBA.

Sk12 = 3,34 +j2,18 MBA

Sн12 = 3,34 +j2,18+0,012 + j0,02 = 3,352 +j2,2 MBA

SkA1 = 3,352 +j2,2+5,43 + j1,55 = 8,782 +j3,75 MBA

SнA1 = 8,782 +j3,75 +0,061 + j0,167 = 8,843 +j3,907 MBA

Sk32 = 7,49 +j2,61 MBA

Sн32 = 7,49 +j2,61 +0,035 + j0,06 = 7,525 +j2,67 MBA

SkA3 = 7,525 +j2,67 +4,65 + j1,82 = 12,175 +j4,49 MBA

SнA3 = 12,175 +j4,49 +0,066 + j0,223 = 12,241 +j4,713 MBA

U5 = 110 - 1,25 = 108,75 кВ

U4 = 108,75 - 0,51 = 108,24 кВ

UA = 110 кВ

U1 = 110 - 1,4 = 108,6 кВ

U'2 = 108,6 - 0,59 = 108,01 кВ

U3 = 110 - 1,22 = 108,78 кВ

U''2 = 108,78 - 0,75 = 108,03 кВ

U2 = (108,01 + 108,03)/2 = 108,02 кВ

= 0,9?33,88+0,265+0,202 = 30,959 MBт

= 96,8?0,35 = 33,88 MBт

= 0,265 MBт

= 0,202 MBт

= 0,95?18,43+0,817+2,734-10,67-14,984 = -7,055 Mвар

= 52,659 0,35 = 18,43 Mвар

= 0,817 Mвар

= 2,734 Mвар

= 10,67 Mвар

= 30,959?0,484 = 14,984 Mвар

Таблиця 2.18 - Втрати потужності в трансформаторах. Розрахункова потужність навантаження ПС на стороні ВН (літній мінімум)

№ п/п	Розрахункова величина	Од. вим.	Зазн.	Підстанції
				1	2	3	4	5
1	Номінальна потужність трансформатора	МВА	Sт.н	10	25	10	10	16
2	Кількість трансформаторів	шт.	nтр	1	1	1	1	1
3	Номінальна напруга обмоток на стороні ВН трансформаторів	кВ	U1нт	115	115	115	115	115
4	Номінальна напруга обмоток на стороні НН трансформаторів	кВ	U2нт	11	10,5	11	11	11
5	Втрати активної потужності холостого ходу	МВт	ДPхх	0,014	0,027	0,014	0,014	0,019
6	Втрати реактивної потужності в магнитопроводах трансформаторів	МВАр	ДQхх	0,07	0,175	0,07	0,07	0,112
7	Втрати активної потужності короткого замикання	МВт	ДPкз	0,06	0,12	0,06	0,06	0,085
8	Напруга короткого замикання	%	Uк	10,5	10,5	10,5	10,5	10,5
9	Найбільше активне навантаження на стороні НН ПС	МВт	Pn	5,39	10,78	4,62	5,78	7,32
10	Найбільше реактивне навантаження на стороні НН ПС із урахуванням потужності КП	МВАр	Qn	2,76	5,16	2,62	3,12	3,54
11	Найбільше повне навантаження на стороні НН ПС із урахуванням потужності КП	МВА	Sn	6,06	11,95	5,31	6,56	8,13
12	Втрати активної потужності в магнитопроводах “nтр” трансформаторів	МВт	ДPст	0,014	0,027	0,014	0,014	0,019
13	Втрати активної потужності в обмотках “nтр” трансформаторів	МВт	ДPм	0,022	0,027	0,017	0,026	0,022
14	Сумарні втрати активної потужності в “nтр” трансформаторах	МВт	ДPт	0,036	0,054	0,031	0,04	0,041
15	Розрахункове активне навантан. ПС	МВт	Pрасч	5,426	10,834	4,651	5,82	7,361
16	Втрати реактивної потужності в магнитопроводах “nтр” трансф-в	МВАр	ДQст	0,07	0,175	0,07	0,07	0,112
17	Втрати реактивної потужності в обмотках “nтр” трансформаторів	МВАр	ДQм	0,385	0,6	0,296	0,452	0,434
18	Сумарні втрати реактивної потужності в “nтр” трансформаторах	МВАр	ДQт	0,456	0,775	0,436	0,521	0,546
19	Реактивне навантаження ПС, наведена до сторони ВН ПС	МВАр	Q	3,126	5,935	3,056	3,642	4,086
20	Реактивна потужність, генерируема лініями, що підходять до ПС	МВАр	УQс/2	1,58	1,135	1,235	2,52	1,265
21	Розрахункове реактивне навантаження ПС	МВАр	Qрасч	1,546	4,8	1,821	1,122	2,821

Таблиця 2.19 - Уточнене потокорозподілення режиму літнього мінімуму навантажень обраного варіанта мережі

№ п/п	Розрахункова величина	Од. вим.	Зазн.	Лінії
				A1	12	23	A3	A5	45
1	Потужність на початку лінії	МВА	PН+jQН	8,843+ +j3,907	3,352+ +j2,2	7,525+ +j2,67	12,241+ +j4,713	13,271+ +j4,081	5,843+ +j1,144
2	Потужність наприкінці лінії	МВА	PК+jQК	8,782+ +j3,75	3,34+ +j2,18	7,49+ +j2,61	12,175+ +j4,49	13,203+ +j3,964	5,82+ +j1,12
3	Втрати потужності в лінії	МВА	ДP+jДQ	0,061+ +j0,157	0,012+ +j0,02	0,035+ +j0,06	0,066+ +j0,223	0,068+ +j0,117	0,023+ +j0,24
4	Втрати напруги в лінії	кВ	ДU	1,4	0,59	0,75	1,22	1,25	0,51
5	Напруга наприкінці лінії	кВ	UK	108,6	108,02	108,02	108,78	108,75	108,24
6	Струм по лінії	А	I	51	21	42	69	34	16
7	Кількість і перетин проведення	мм2	n x F	1x185/29	1x120/19	1x120/19	1x240/32	2x120/19	2x70/11
8	Припустимий	А	Iдоп	520	390	390	610	390	265

Таблиця 2.20 - Регулювання напруги в режимі найменших навантажень на підстанціях обраного варіанта мережі

№ п/п	Розрахункова величина	Од. вим.	Зазн.	Підстанції
				1	2	3	4	5
1	Тип трансформаторів	-	-	ТДН-10000/110	ТPДН-25000/110	ТДН-10000/110	ТДН-10000/110	ТДН-16000/110
2	Кількість трансформаторів	шт.	nт	1	1	1	1	1
3	Активний опір обмоток трансформатора	Ом	Rтi	7,95	2,54	7,95	7,95	4,38
4	Реактивний опір обмоток трансформатора	Ом	Xтi	139	55,9	139	139	86,7
5	Найбільше активне навантаження на стороні НН ПС	МВт	Pni	5,39	10,78	4,62	5,78	7,32
6	Найбільше реактивне навантаження на стороні НН ПС із урахуванням потужності КП	МВАр	Qni	2,76	5,16	2,62	3,12	3,54
7	Напруга на стороні ВН ПС	кВ	U1i	108,6	108,02	108,78	108,24	108,75
8	Втрата напруги в трансформаторах	кВ	ДU1i	3,93	2,92	3,69	4,43	3,12
9	Напруга на стороні НН трансформаторів, наведене до сторони ВН	кВ	U	104,67	105,1	105,9	103,81	105,63
10	Напруга на стороні ВН трансформаторів	кВ	U1нті	115	115	115	115	115
11	Номінальна напруга обмотки на стороні НН трансформаторів	кВ	U2нтi	11	10,5	11	11	11
12	Бажана напруга на шинах НН ПС	кВ	U2жi	10	10	10	10	10
13	Розрахунковий щабель регулювання	-	nрасч	0	-2,3	0,3	-0,4	0,6
14	Фактичний щабель регулювання	-	nрег	0	-2	0	0	1
15	Дійсний коефіцієнт трансформації	-	Kтi	10,45	10,56	10,45	10,45	10,64
16	Напруга на стороні НН ПС	кВ	U2дi	10.01	9,95	10,05	9,93	9,93
17	Відхилення напруги	%	Vоткл	0,1	-0,5	0,5	-0,7	-0,7

Таблиця 2.21 - Уточнення потужності КП (літній мінімум)

№ п/п	Розрахункова величина	Од. вим.	Зазн.	Підстанції
				1	2	3	4	5
1	Найбільше активне навантаження на НН ПС	МВт	Pni	5,39	10,78	4,62	5,78	7,32
2	Найбільше реактивне навантаження на НН ПС	МВАр	Q	2,76	6,39	2,62	3,12	3,54
3	Розрахункова потужність КП на ПС	МВАр	Qpкуi	-	-	-	-	-
4	Напруга на стороні НН ПС	кВ	U2дi	-	-	-	-	-
5	Кількість і потужність БК типу КС 2-1,05-60	МВАр	Nкс2/Qкс2	-	-	-	-	-
6	Кількість і потужність БК типу КСКГ-1,05-125	МВАр	Nкскг/Qкскг	-	-	-	-	-
7	Фактична потужність КП на ПС	МВАР	Qфкуi	-	-	-	-
8	Найбільше реактивне навантаження на стороні НН ПС із обліком КП	МВАр	Q	2,76	6,39	2,62	3,12	3,54
9	Найбільше повне навантаження на стороні НН ПС із обліком КП	МВА	Sni	6,06	12.53	5,31	6,57	8,13

З таблиці 2.21 видно, що в режимі літнього мінімуму навантаження необхідно відключити всі батареї конденсаторів.

На рисунках 2.12 - 2.13 представлено схему заміщення обратного варіанту для розрахунків максимуму і мінімуму навантажень



Рисунок 2.12 - Схема заміщення обратного варіанту при максимумі навантажень

Рисунок 2.13 - Схема заміщення обратного варіанту при мінімуму навантажень

2.10 Розрахунок найбільш важких післяаварийних режимів обраного варіанта мережі

Розрахуємо найбільш важкі післяаварийні режими обраної мережі:

а) - вихід з ладу однієї з паралельних ланцюгів ліній А-5-4;

б) - вихід з ладу головної ділянки А-3.

Збіг аварійних відключень декількох ПЛ у різних частинах мережі не розглядаються як малоймовірний.

Потокорозподіл і втрати напруги у ПЛ будемо розглядати тільки для тих ділянок мережі, які порушені аварією.

Розрахунок по визначенню регулювальної здатності РПН виконується аналогічно розрахунку в режимі найбільших навантажень. Єдина відмінність полягає в тім, що при тій же бажаній напрузі на стороні НН допускається зниження дійсної напруги на 5%.

Напруга в ДЖ дорівнює 1,05Uном.

Розрахунок потокорозподілу по найбільш важких аварійних режимах обраного варіанта мережі.

Sk23 = 13,285 +j4,611 MBA

Sн23 = 13,285 +j4,611 +0,11 + j0,188 = 13,395 +j4,799 MBA

Sk12 = 13,395 +j4,799 + 30,903 + j12,268 = 44,298 +j17,068 MBA

Sн12 = 44,298 +j17,068+1,669 + j2,863 = 45,967 +j19,931 MBA

SkA1 = 45,967 +j19,931 +15,505 + j4,264 = 61,472 +j24,195 MBA

SнA1 = 61,472 +j24,195 +2,943 + j7,509 = 64,415 +j31,704 MBA

Sk54 = 16,618 +j5,842 MBA

Sн54 = 16,618 +j5,842 +0,408 + j0,425 = 17,026 +j6,267 MBA

SkA5 = 17,026 +j6,267 +21,018 + j7,756 = 38,044 +j14,023 MBA

SнA5 = 38,044 +j14,023 +1,177 + j2,019 = 39,221 +j16,042 MBA

UA = 1,05Uном = 1,05?110 = 115,5 кВ

U1 = 115,5 - 10,27 = 105,23 кВ

U2 = 105,23 - 6,83 = 98,4 кВ

U3 = 98,4 - 1,48 = 96,92 кВ

U5 = 115,5 - 5,0 = 110,5 кВ

U4 = 110,5 - 3,39 = 107,1 кВ

Розрахунки по найбільш важким аварійним режимам приводяться в таблицях 2.22 - 2.23 і на рис. 2.14

Таблиця2.22 - Уточнений потокорозподіл у аварійних режимах обраного варіанта мережі

№ п/п	Розрахункова величина	Од. вим.	Зазн.	Лінії
				A1	12	23	A3	A5	45
1	Потужність на початку лінії	МВА	PН+ jQН	64,415+ j31,704	45,967+ j19,913	13,395+ +j4,799	-	39,221+ j16,042	17,026+ +j6,267
2	Потужність наприкінці лінії	МВА	PК+jQК	61,472+ j24,195	44,298+ j17,068	13,235+ +j4,611	-	38,044+ j14,023	16,618+ +j5,842
3	Втрати потужності в лінії	МВА	ДP+ jДQ	2,943+ +j7,509	1,669+ +j2,863	0,11+ +j0,188	-	1,177+ +j2,019	0,408+ +j0,425
4	Втрати напруги в лінії	кВ	ДU	10,27	6,83	1,48	-	5	3,39
5	Напруга наприкінці лінії	кВ	UK	105,23	98,4	96,92	-	110,5	107,1
6	Струм по лінії	А	I	377	263	75	-	222	95
7	Кількість і перетин проведення	мм2	n x F	1x 185/29	1x 120/19	1x 120/19	-	2x 129/19	2x 70/11
8	Припустимий	А	Iдоп	520	390	390	-	390	265

Таблиця 2.23 - Регулювання напруги у аварійних режимах обраного варіанта мережі

№ п/п	Розрахункова величина	Од. вім.	Обозн.	Підстанції
				1	2	3	4	5
1	Тип трансформаторів	-	-	ТДН-10000/110	ТPДН-25000/110	ТДН-10000/110	ТДН-10000/110	ТДН-16000/110
2	Кількість трансформаторів	шт.	nт	2	2	2	2	2
3	Активний опір обмоток трансформатора	Ом	Rтi	3,98	1,27	3,98	3,98	2,19
4	Реактивний опір обмоток трансформатора	Ом	Xтi	69,5	27,95	69,5	69,5	43,35
5	Найбільше активне навантаження на стороні НН ПС	МВт	Pni	15,4	30,8	13,2	16,5	20,9
6	Найбільше реактивне навантаження на стороні НН ПС із урахуванням потужності КУ	МВАр	Qni	4.36	11,21	3,96	5,38	6,59
7	Напруга на стороні ВН ПС	кВ	U1i	105,23	98,4	96,92	110,5	107,1
8	Втрата напруги в трансформаторах	кВ	ДU1i	3,46	3,58	3,38	3,98	3,09
9	Напруга на стороні НН трансформаторів, наведене до сторони ВН	кВ	U	101,77	94,82	93,54	106,52	104,0
10	Напруга на стороні ВН трансформаторів	кВ	U	115	115	115	115	115
11	Номінальна напруга обмотки на стороні НН трансформаторів	кВ	U2нтi	11	10,5	11	11	11
12	Бажана напруга на шинах НН ПС	кВ	U2жi	10	10	10	10	10
13	Розрахунковий щабель регулювання	-	nрасч	-1,5	-7,5	-5,9	1.1	-0,3
14	Фактичний щабель регулювання	-	nрег	-2	-8	-6	1	0
15	Дійсний коефіцієнт трансформації	-	Kтi	10,08	9,39	9,34	10,64	10,45
16	Напруга на стороні НН ПС	кВ	U2дi	10,09	10,1	10,02	10,01	9,95
17	Відхилення напруги	%	Vоткл	0,9	1,0	0,2	0,1	-0,5

Рисунок 2.14 - Схема заміщення обраного варіанту при післяаварійному режимі електричної мережі

ВИСНОВОК

У дипломній роботі виконаний аналіз основних напрямків прийняття проектних рішень в області електричних мереж енергосистем з урахуванням сучасного стану й перспектив розвитку енергетики України, нових нормативних документів, серед яких слід особливо зазначити норми технологічного проектування енергетичних систем й електричних мереж 35кВ і вище (ГКД, 341, 004, 003-94), норми технологічного проектування підстанцій змінного струму із зовнішньою напругою 6-750 кВ (ГКД, 341, 004, 001-94), норми технологічного проектування повітряних ліній електропередачі 0,38-750кВ, проектування ліній електропередачі 35-750 кВ (ГКД, 341, 004, 002-94), визначення економічної ефективності капітальних вкладень в енергетику (ГКД, 340,000, 001-95). Узагальнення проектних положень і рекомендацій, розроблених у середині 80-х років минулого сторіччя в Радянському Союзі й облік зазначених вище нормативних документів України дозволяє створити цілісний комплекс проектних рекомендацій із проектування розвитку електричних мереж, ЕС в розробці й обґрунтуванні технічних й економічних питань, що спричиняються оптимальний розвиток електричних мереж, при якому забезпечується електропостачання споживачів при дотриманні нормативів надійності і якості з обліком економічних і соціальних вимог.

СПИСОК ДЖЕРЕЛ ІНФОРМАЦІЇ

1 Норми технологічного проектування енергетичних систем й електричних мереж 35 кВ і вище (ГКД.341. 004. 003-94)/Міненерго України. - К., 1994. - 32 с.

2 Норми технологічного проектування підстанцій змінного струму з вищою напругою 6_ 750 кВ (ГКД.341. 004. 001-94)/Міненерго України. - К., 1994. _ 32 с.

3 Норми технологічного проектування повітряних ліній електропередачі 0,38_ 750 кВ. Проведення ліній електропередачі 35_ 750 кВ (ГКД.341. 004. 002-94)/Міненерго України. - К., 1994. _ 32 с.

4 Справочник по проектированию электроэнергетических систем/ В. В. Єршевич, А. Н. Зейлигер, Г. А. Илларионов и др.; Под ред. С. С. Рокотяна и И. М. Шапиро. _ Г.: Енергоатомиздат, 1985. _ 352 с.

5 Поспелов Г. Э., Федин В. Т. Электрические системы. - Мн.: Виш. шк., 1974. _ 272 с.

6 Помощь по проектированию городских и поселковых электрических сетей (ко ВСН 97-83)/ Гипрокоммуненерго, МНИИТЭП. - Г.: Стройиздат, 1987. - 208 с.

7 Поспелов Г. Э., Федин В. Т. Электрические системы и сети. Проектирование. - Мн.: Выш. шк., 1988. _ 308 с.

8 Электротехнический справочник: Т. 3. Кн. 1. Производство и распределение электрической энергии/Под общ. ред. И. Н. Орлова и др. М.: Енергоатомиздат, 1988. _ 511 з.

9. Правила устройства электроустановок / Минэнерго СССР.- Г.: Енергоатомиздат, 1985. - 640с.

10. Идельчик В. И. Электрические системы и сети. - Г.: Енергоатомиздат, 1989. _ 592 с.

11. МУ 34-70-177-87. Методические указания по оценке технического состояния металлических опор ВЛ и порталов ОРУ напряжением 35 кВ и выше. Союзтехэнерго, М., 1988г.

12. Методические указания по эксплуатации и ремонту железобетонных опор и фундаментов ВЛ 0,4-500 кВ. Оргрэс, М., 1972г.

13. Временные методические указания по обследованию ВЛ 35-750 кВ для оценки их технического состояния (№ 13772тм-т1). Энергосетьпроект, М., 1990г.

14. Рекомендации по проведению технического обследования конструктивных элементов ВЛ (№ 16225 тм-т 1). Укрэнергосетьпроект, Х., 1992г.

15. ГКД 34.20.571-96. Методические указания по оценке технического состояния металлических и железобетонных опор ВЛ 35 кВ и выше. Донбасская госакадемия строительства и архитектуры, Макеевка, 1996г.

16. ГКД 34.20.502-97. Инструкция по эксплуатации ВЛ 35 кВ и выше. Киев, 1997г.

Размещено на Allbest.ru