Проектирование районной электрической сети

Чтобы получить относительные значения различных физических величин, необходимо предварительно выбрать значения соответствующих величин, принимаемые за базисные, т.е. в качестве единиц измерения: базисную мощность и базисные напряжения , из которых определяется базисный ток . При выборе базисных напряжений разных ступеней необходимо учитывать коэффициенты трансформации трансформаторов.

Приведение ЭДС и сопротивления всех элементов расчетной схемы к одним базисным условиям:

Сопротивление ЛЭП:

Сопротивление двухобмоточного трансформатора:

Сопротивление трехфазного трансформатора с расщепленной обмоткой низшего напряжения(НН):

(в данном расчете сопротивление обмотки НН приводим стороне НН)

Напряжение на источнике питания:

Сопротивление системы:

Затем с помощью элементарных преобразований необходимо свести схему замещения сети к схеме показанной на рис. 7.1

Рис. 7.1 Расчетная схема

Определяем периодическую составляющую тока КЗ.

Сравниваем получившееся значение с допустимыми токами. Если допустимый ток больше расчетного нужно предпринять меры по обеспечению требований термической стойкости.

Для обеспечения термической стойкости отходящих кабельных линий, необходимо выбрать такие сечения жилы, которые обеспечивают требования термической стойкости к токам КЗ. Если же не возможно подобрать такое сечение, то необходимо устанавливать токоограничивающие реакторы, которые снизят токи КЗ.

Трехфазный токоограничивающий реактор состоит из трех катушек без стальных сердечников (рис. 7.2), следовательно, с линейной вольтамперной характеристикой в широких пределах изменения тока - от номинального до тока КЗ, превышающего номинальный в 10-20 раз. Активное сопротивление катушек относительно мало[4].

Рис. 7.2 Трехфазный бетонный реактор с вертикальным расположением фаз

Обмотки реакторов выполняют из многожильного провода -- медного или алюминиевого. Провод имеет наружную изоляцию, а также изоляцию жил для уменьшения дополнительных потерь от вихревых токов.

Обмотку реакторов с номинальным током 630 А и выше выполняют из нескольких параллельных ветвей. При намотке провода применяют транспозицию ветвей, что обеспечивает равномерное распределение в них токов как в продолжительном рабочем режиме, так и при КЗ.

Чтобы придать обмотке необходимую механическую прочность, ее заливают в особой форме раствором цемента. После затвердевания цемента его просушивают и окрашивают во избежание проникновения влаги. Катушки устанавливают на фарфоровых изоляторах.

Рис. 7.3 Способы установки ректоров

Фазы бетонных реакторов мот быть установлены вертикально (рис. 7.3а), ступенчато (рис. 7.3б) или горизонтально (рис. 7.3в). Способ установки реакторов выбирают в соответствии с размерами и массой катушек, а также конструкцией РУ.

Наряду с реакторами описанной конструкции, называемыми одинарными применение получили также сдвоенные реакторы, в основном в качестве линейных. В отличие от одинарного сдвоенный реактор имеет две катушки на фазу, намотанные в одном направлении и включенные согласно, и три зажима один средний и два крайних. Средним зажимом реактор присоединяют к источнику энергии. За номинальный ток сдвоенного реактора принимают поминальный ток катушки. Средний зажим рассчитан на двойной номинальный ток.

При установке реакторов в помещениях необходимо обеспечить защиту окружающих ферромагнитных конструкций (колонн, балок, арматуры железобетонных стен и перекрытий) от чрезмерного нагревания индуктированными токами.

Потери мощности в реакторах относительно малы. Однако обмотки реакторов нагреваются. Выделяющееся тепло отводится в окружающую среду. Сечение проводов обмотки выбирают с таким расчетом, чтобы температура обмотки в наиболее нагретых точках не превышала допустимую температуру для примененной изоляции. При внутренней установке реакторов необходимо обеспечить вентиляцию помещения. В особо тяжелых условиях применяют принудительное охлаждение с помощью вентиляторов[7].

Для выявления необходимости реактирования линий 10 кВ, отходящих от подстанции, необходимо рассчитать токи КЗ на шинах 10 кВ всех подстанций.

7.2 Расчет токов КЗ на шинах 10 кВ подстанций сети

Выполнить расчет токов короткого замыкания для оценки параметров основного оборудования подстанций сети, если .

Принимаем, что отходящие кабельные линии выполнены кабелем с изоляцией из сшитого полиэтилена с алюминиевой жилой сечением 120мм², и максимальное время отключения короткого замыкания составляет 0,55с (учтено время срабатываний максимальной токовой защиты и время отключения тока КЗ вакуумным выключателем).

Для данных кабелей: .

Схема замещения сети показана на рис. 7.4.

Рис.7.4 Схема замещения рассчитываемой сети

Примечание: для упрощения схемы замещения, на подстанциях 1, 3, 4, 5, 6 показано только по одному трансформатору, т.к. они не имеют электрических связей на стороне НН. На подстанции 2 сопротивления обмоток ВН и СН показаны с учетом параллельной работы автотрансформаторов, т.к. они имеют электрические связи на стороне ВН и СН.

Приводим параметры схемы замещения сети из именованных единиц в базисные.

Выбираем базисную мощность и базисные напряжения для соответствующих ступеней.

Приводим параметры линии М-1 к базисным значениям.

Для остальных линий расчет аналогичный. Результаты расчетов представлены в таблице 7.1.

Таблица 7.1 Параметры схем замещения линий

Линия
M-1	38,811	0,075
M-2	53,597	0,101
1-2	22,566	0,043
2-3	22,151	0,151
2-4	14,857	0,101
2-5	21,425	0,146
2-6	30,129	0,206
3-6	18,57	0,127
4-5	15,48	0,111

Приводим параметры трансформаторов ПС 1 к базисным значениям.



Расчет для трансформаторов подстанций 4, 5, 6 аналогичный. Результаты расчетов представлены в таблице 7.2.

Таблица 7.2 Параметры схем замещения трансформаторов

ПС	XВ	XН
1	0,038	0,525
4	0,047	0,664
5	0,047	0,664
6	0,047	0,664

Приводим параметры трансформаторов ПС 2 к базисным значениям.

Приводим параметры трансформаторов ПС 3 к базисным значениям.

Находим сопротивление системы в относительных единицах.

Находим напряжение на источнике питания в относительных единицах.

Пример расчета токов короткого замыкания на шинах 10кВ подстанции 2.

Расчетная схема представлена на рис. 7.5.



Рис.7.5 Расчетная схема для К₂

Находим суммарное сопротивление.

Определяем периодическую составляющую тока короткого замыкания. Расчетная схема представлена на рис. 7.1.



Т.к. , то возникает вопрос об ограничении токов КЗ. В качестве мероприятий по снижению токов КЗ выбираем установку токоограничивающих реакторов.

Расчет токов короткого замыкания на остальных подстанциях выполняем аналогично. Результаты расчета представлены в таблице 7.3.

Таблица 7.3 Токи коротких замыканий на шинах НН посдтанций

ПС	Хсумм	Iкз*	Iкз, кА
1	0,638	1,499	7,868
2	0,212	4,522	23,732
3	1,23	0,778	3,879
4	0,962	0,994	5,226
5	0,976	0,98	5,123
6	1,007	0,95	4,962

Результат расчетов показал, что установка токоограничивающих реакторов требуется только на ПС2. Значение тока КЗ на шинах НН именно этой подстанции значительно больше значения токов КЗ на шинах НН других подстанций. Это объясняется тем, что на данной подстанции установлены автотрансформаторы, у которых нет расщепления обмоток НН, в то время как на подстанциях 1, 4, 5, 6 установлены трансформаторы с расщепленной обмоткой НН. Также участки линий сети 110 кВ имеют достаточное реактивное сопротивление, что снижает токи КЗ на шинах НН подстанций 3, 4, 5, 6. Автотрансформаторы, установленные на ПС 2, имеют малое реактивное сопротивление обмоток, по сравнению с сопротивлением других трансформаторов, что увеличивает ток КЗ на шинах НН ПС 2.

7.3 Выбор токоограничивающих реакторов

Устанавливаем токоограничивающие групповые реакторы на ПС2 в цепи трансформаторов на стороне НН.

Определяем сопротивление реактора.

Определяем максимальный нагрузочный ток, который будет протекать в послеаварийном режиме.

Выбираем одинарный реактор: РБДГ-10-4000-0,18

Определим ток короткого замыкания после установки реактора.

Удовлетворяет требованиям термической стойкости к токам коротких замыканий.

Определяем потери напряжения в нормальном режиме:

,

где ,

выбранный реактор не удовлетворяет требованиям по потерям напряжения в нем.

Для снижения потерь напряжения можно выбрать реактор с меньшим сопротивлением, но это приведет к увеличению токов короткого замыкания, что недопустимо, поэтому выбираем сдвоенный реактор.

Выбираем РБСГ-10-2х1600-0,2

Определим ток короткого замыкания после установки реактора.

Удовлетворяет требованиям термической стойкости к токам коротких замыканий.

Определяем потери напряжения.

В нормальном режиме:

, где ,

В послеаварийном режиме:

выбранный реактор удовлетворяет требованиям по потерям напряжения в нем.

7.4 Анализ выявления необходимости реактиования линий 10 кВ, отходящих от подстанций

Результат расчета токов короткого замыкания показал, что только на ПС2 токи КЗ превышают допустимые. В качестве мероприятий по снижению токов КЗ была выбрана установка токоограничивающих реакторов. В результате был выбраны реакторы групповые сдвоенные РБСГ-10-2х1600-0,2, которые позволяют снизить токи КЗ до допустимого уровня и удовлетворяют требованиям по потерям напряжения.

Но при установке сдвоенных реакторов, требуется изменение схемы РУНН, которая в данном случае будет заменена на две секционированные выключателями системы шин (рис. 7.6б), в отличии от схемы без использования реактора (рис 7.6а). Это приведет к увеличению числа выключателей 10 кВ, следовательно, к увеличению капиталовложений в подстанцию.

а) б)

Рис. 7.6 Схемы РУНН

Также можно увеличить сечения отходящих кабельных линий линиями большего сечения. Для удовлетворения требований термической стойкости к токам КЗ сечение отходящих линий 10 кВ должно быть увеличено до 240мм²(, ), что вызовет также увеличение капиталовложений в сеть 10 кВ.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В данном курсовом проекте была спроектирована электрическая сеть для питания 6 пунктов.

Было предложено несколько вариантов схем сети, из которых по натуральным показателям и дисконтированным затратам был выбран наиболее рациональный вариант схемы сети. Расчет режима наибольших нагрузок показал, что в спроектированной сети требуется установка дополнительных компенсирующих устройств для выполнения баланса реактивной мощности, также была выявлена необходимость замены сечения линии М-1 по экономической плотности тока. Во всех режимах удается поддержать напряжения в рамках допустимых значений.

Были определены основные технико-экономические показатели. Капиталовложения в спроектированную сеть составили , себестоимость составила .

Была выявлена необходимость ограничения токов коротких замыканий на шинах НН подстанций, в качестве мероприятий по ограничению токов была предложена установка токоограничивающих реакторов в цепи трансформаторов на стороне НН.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Электрические системы. Электрические сети: Учеб. для электроэнерг. спец. вузов / В.А. Веников, А.А. Глазунов, Л.А. Жуков и др.; Под ред. В.А. Веникова и В.А. Строева. - М.: Высшая школа, 1998. - 511 с.

2. Справочник по проектированию электрических сетей / Под ред. Д.Л. Файбисовича. - М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2005. - 320 с.

3. Глазунов А.А., Шведов Г.В. Проектирование районной электрической сети: методические указания к курсовому проектированию. - М.: Издательский дом МЭИ, 2010. - 72 с.

4. Балаков Ю.Н., Мисриханов М.Ш., Шунтов А.В. Проектирование схем электроустановок: Учебное пособие для вузов. - 2-е изд., - М.: Издательский дом МЭИ, 2006. - 288 с., ил.

5. Расчет коротких замыканий и выбор электрооборудования: Учеб. пособие для студ. высш. учеб. заведений / И.П. Крючков, Б.Н. Неклепаев, В.А. Старшинова. - М.: Издательский центр “Академия”, 2005. - 416 с.

6. Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. Электрическая часть станций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования: Учеб. пособие для вузов. - 4-е изд, перераб. и доп. - М.: Энергоатомиздат, 1989. - 608 с.: ил.

7. Васильев А.А. Электрическая часть станций и подстанций: Учебник для вузов. - М. : Энергия, 1980 . - 608 с. - морф .

ПРИЛОЖЕНИЕ 1

Расчет режима наименьших нагрузок, для всех пунктов наименьшая нагрузка составляет 35% от наибольшей, напряжение на шинах питания равно 104% от номинальной.

Таблица прил.1 Расчетные нагрузки подстанций.

Узел	Рн, МВт	DРт, МВт	DРх, МВт	Рр, МВт	Qн, Мвар	DQт, Мвар	DQх, Мвар	УQc/2, Мвар	Qр, Мвар
1	17,5	0,025	0,1	17,625	10,85	0,695	0,72	9,209	3,056
3	4,55	0,064	0,008	4,586	1,797	0,137	0,14	1,399	0,596
4	11,2	0,016	0,054	11,27	5,421	0,355	0,35	4,252	4,938
5	9,8	0,012	0,054	9,866	4,743	0,272	0,35	1,427	3,938
6	8,4	0,01	0,054	8,462	4,763	1,5	0,214	1,479	3,548

Таблица прил.2 Потери мощности в линиях сети 110 кВ

Линия	Р``, МВт	Q``, Мвар	ДР, МВт	ДQ, Мвар	Р`, МВт	Q`, Мвар
4-5	0,831	0,386	0,001	0,001	0,832	0,387
2-4	12,102	5,325	0,063	0,215	12,165	5,54
2-5	9,036	3,552	0,064	0,167	9,1	3,719
3-6	2,157	1,113	0,009	0,009	2,165	1,122
2-3	6,751	1,718	0,051	0,089	6,802	1,807
2-6	6,307	2,434	0,065	0,114	6,372	2,548

Таблица прил.3 Потери мощности в автотрансформаторах ПС2.

Ветвь	Р``, МВт	Q``, Мвар	ДР, МВт	ДQ, Мвар	Р`, МВт	Q`, Мвар	DРх, МВт	DQх, Мвар	УQc/2, Мвар	Рр, МВт	Qр, Мвар
НН	17,5	10,85	0,002	0,237	17,502	11,087	-	-	-	-	-
СН	34,439	10,159	0,004	0	34,442	10,159	-	-	-	-	-
ВН	51,945	21,247	0,009	0,99	51,954	22,236	0,25	2	11,266	52,204	12,97

Таблица прил.4 Потери мощности в линиях сети 220 кВ

Линия	Р``, МВт	Q``, Мвар	ДР, МВт	ДQ, Мвар	Р`, МВт	Q`, Мвар
1-2	18,082	4,777	0,044	0,163	18,126	4,94
М-1	35,751	7,996	0,247	1,104	35,998	9,1
M-2	34,122	8,194	0,305	1,364	34,427	9,557

Второй этап расчета режима наименьших нагрузок.

Таблица прил.5 Потери напряжения в сети 220кВ.

Линия	Uнач, кВ	Uкон, кВ	ДU, кВ	дU, кВ
М-1	228,8	225,892	2,985	5,909
М-2	238,8	224,884	4,044	7,564
1-2	225,892	224,914	0,985	1,677

Таблица прил.6 Потери напряжения и оценка достаточности диапазонов регулирования устройств РПН и ЛРТ в автотрансформаторах ПС2.

Ветвь	Uнач, кВ	Uкон, кВ	ДU, кВ	дU, кВ	Uжел, кВ	Дежел, кВ	nотвжел	nотвдейтв	Uдейст, кВ
ВН	224,884	223,39	1,537	3,499	-	-	-	-	-
СН	223,39	223,368	0,022	-0,006	115,5	-	-0,856	-1	115,161
НН	223,39	222,032	1,368	2,11	10	-0,619	-3,751	-4	9,959

Таблица прил.7 Потери напряжения в сети 110кВ.

Линия	Uнач, кВ	Uкон, кВ	ДU, кВ
4-5	113,989	113,82	0,168
2-4	115,161	113,989	1,172
2-5	115,161	113,817	1,344
3-6	114,065	113,548	0,518
2-3	115,161	114,065	1,095
2-6	115,161	113,541	1,619

Таблица прил.8 Оценка достаточности диапазонов регулирования устройств РПН

Узел	Uв, кВ	ДUт, кВ	дUт, кВ	U`н, кВ	nотвжел	nотвдейтс	Uн, кВ
1	225,892	4,274	6,012	221,8	4,02	5	9,863
3	114,065	1,336	-	112,729	4,398	5	9,902
4	113,989	1,532	-	112,457	1,504	2	9,915
5	113,819	1,333	-	112,486	1,519	2	9,917
6	113,545	1,311	-	112,233	1,39	2	9,895

Расчет послеаварийного режима, отключаем линию М-1.

Таблица прил.9 Расчетные нагрузки подстанций.

Узел	Рн, МВт	DРт, МВт	DРх, МВт	Рр, МВт	Qн, Мвар	DQт, Мвар	DQх, Мвар	УQc/2, Мвар	Qр, Мвар
1	50	0,166	0,1	50,266	19	4,691	0,72	3,269	21,141
3	13	0,064	0,028	13,092	5,135	1,121	0,14	1,399	4,917
4	32	0,119	0,054	32,173	10,688	2,613	0,35	1,118	12,462
5	28	0,09	0,054	28,144	8,752	1,975	0,35	1,427	9,65
6	24	0,069	0,054	24,123	8,808	1,5	0,35	1,479	8,879

Таблица прил.10 Потери мощности в линиях сети 110 кВ

Линия	Р``, МВт	Q``, Мвар	ДР, МВт	ДQ, Мвар	Р`, МВт	Q`, Мвар
4-5	2,375	0,91	0,008	0,009	2,384	0,919
2-4	34,557	13,381	0,491	1,686	35,048	15,068
2-5	25,769	8,741	0,505	1,311	26,274	10,052
3-6	6,035	1,713	0,057	0,06	6,092	1,774
2-3	19,184	6,691	0,432	0,756	19,616	7,447
2-6	18,088	7,166	0,539	0,942	18,626	8,108

Таблица прил.11 Потери мощности в автотрансформаторах ПС2.

Ветвь	Р``, МВт	Q``, Мвар	ДР, МВт	ДQ, Мвар	Р`, МВт	Q`, Мвар	DРх, МВт	DQх, Мвар	УQc/2, Мвар	Рр, МВт	Qр, Мвар
НН	50	19	0,017	1,603	50,017	20,603	-	-	-	-	-
СН	99,564	37,22	0,033	0	99,598	37,22	-	-	-	-	-
ВН	149,614	57,822	0,075	8,085	149,69	65,907	0,25	2	11,266	149,94	56,641

Таблица прил.15 Потери мощности в линиях сети 220 кВ

Линия	Р``, МВт	Q``, Мвар	ДР, МВт	ДQ, Мвар	Р`, МВт	Q`, Мвар	I, А	Iдоптабл, А	Iдоп, А
1-2	50,226	21,141	0,376	1,386	50,642	22,528	145,46	610	673,77
M-2	200,582	79,169	11,523	51,494	212,105	130,663	653,77	690	762,13

Таблица прил.16 Потери напряжения в сети 220кВ.

Линия	Uнач, кВ	Uкон, кВ	ДU, кВ	дU, кВ
М-2	239,8	204,121	39,813	40,872
1-2	204,121	200,172	4,009	4,923

Таблица прил.17 Потери напряжения и оценка достаточности диапазонов регулирования устройств РПН и ЛРТ в автотрансформаторах ПС2.

Ветвь	Uнач, кВ	Uкон, кВ	ДU, кВ	дU, кВ	Uжел, кВ	Дежел, кВ	nотвжел	nотвдейтв	Uдейст, кВ
ВН	204,872	199,416	5,015	11,107	-	-	-	-	-
СН	199,416	199,345	0,071	-0,027	121	-	7,689	6	117,457
НН	199,416	196,66	2,872	6,771	10,5	1,095	6,633	7	10,56

Таблица прил.18 Потери напряжения в сети 110кВ.

Линия	Uнач, кВ	Uкон, кВ	ДU, кВ
4-5	114,26	113,806	0,454
2-4	117,457	114,26	3,197
2-5	117,457	113,779	3,678
3-6	113,939	112,706	1,233
2-3	117,457	113,939	3,518
2-6	117,457	112,647	4,81

Таблица прил.19 Оценка достаточности диапазонов регулирования устройств РПН

Узел	Uв, кВ	ДUт, кВ	дUт, кВ	U`н, кВ	nотвжел	nотвдейтс	Uн, кВ
1	200,172	10,095	19,554	191,08	-8,664	-8	10,385
3	113,939	4,267	-	109,627	-0,052	-1	10,68
4	114,26	3,59	-	110,67	-2,115	-3	10,675
5	113,793	2,932	-	110,861	-2,022	-3	10,693
6	112,677	2,812	-	109,865	-2,509	-3	10,597

Послеаварийный режим, отключаем линию 2-4.

Таблица прил.20 Расчетные нагрузки подстанций.

Узел	Рн, МВт	DРт, МВт	DРх, МВт	Рр, МВт	Qн, Мвар	DQт, Мвар	DQх, Мвар	УQc/2, Мвар	Qр, Мвар
1	50	0,166	0,1	50,266	19	4,691	0,72	9,209	15,201
3	13	0,064	0,028	13,092	5,135	1,121	0,14	1,399	4,917
4	32	0,119	0,054	32,173	10,688	2,613	0,35	0,565	13,085
5	28	0,09	0,054	28,144	11,152	1,975	0,35	1,427	9,65
6	24	0,069	0,054	24,123	8,808	1,5	0,35	1,479	8,879

Таблица прил.21 Потери мощности в линиях сети 110 кВ

Линия	Р``, МВт	Q``, Мвар	ДР, МВт	ДQ, Мвар	Р`, МВт	Q`, Мвар	I, А	Iдоптабл, А	Iдоп, А
4-5	32,173	13,085	1,543	1,624	33,717	14,709	193,08	265	364,42
2-5	61,861	24,359	3,013	7,827	64,874	31,323	378,11	510	701,34
3-6	6,035	1,713	0,057	0,06	6,092	1,774	-	-	-
2-3	19,184	6,691	0,432	0,756	19,616	7,447	-	-	-
2-6	18,088	7,166	0,539	0,942	18,626	8,108	-	-	-

Таблица прил.22 Потери мощности в автотрансформаторах ПС2.

Ветвь	Р``, МВт	Q``, Мвар	ДР, МВт	ДQ, Мвар	Р`, МВт	Q`, Мвар	DРх, МВт	DQх, Мвар	УQc/2, Мвар	Рр, МВт	Qр, Мвар
НН	50	19	0,017	1,603	50,017	20,603	-	-	-	-	-
СН	103,117	44,909	0,037	0	103,154	44,909	-	-	-	-	-
ВН	153,171	65,512	0,081	8,721	153,252	74,233	0,25	2	11,266	153,502	64,967

Таблица прил.23 Потери мощности в линиях сети 220 кВ

Линия	Р``, МВт	Q``, Мвар	ДР, МВт	ДQ, Мвар	Р`, МВт	Q`, Мвар
1-2	53,793	24,285	0,441	1,351	54,234	25,635
М-1	104,5	40,837	2,317	10,354	106,817	51,191
M-2	99,709	39,486	2,874	12,842	102,583	53,524

Таблица прил.24 Потери напряжения в сети 220кВ.

Линия	Uнач, кВ	Uкон, кВ	ДU, кВ	дU, кВ
М-1	239,8	227,884	12,467	15,832
М-2	239,8	223,625	17,094	20,251
1-2	227,884	223,937	3,995	4,682

Таблица прил.25 Потери напряжения и оценка достаточности диапазонов регулирования устройств РПН и ЛРТ в автотрансформаторах ПС2.

Ветвь	Uнач, кВ	Uкон, кВ	ДU, кВ	дU, кВ	Uжел, кВ	Дежел, кВ	nотвжел	nотвдейтв	Uдейст, кВ
ВН	223,781	218,884	5,142	10,368	-	-	-	-	-
СН	218,884	218,818	0,067	-0,029	121	-	2,555	3	122,024
НН	218,884	216,356	2,617	6,168	10,5	0,153	0,925	1	10,512

Таблица прил.26 Потери напряжения в сети 110кВ.

Линия	Uнач, кВ	Uкон, кВ	ДU, кВ
4-5	111,988	105,188	6,8
2-5	122,024	111,988	10,036
3-6	118,637	117,453	1,184
2-3	122,024	118,637	3,387
2-6	122,024	117,394	4,63

Таблица прил.27 Оценка достаточности диапазонов регулирования устройств РПН

Узел	Uв, кВ	ДUт, кВ	дUт, кВ	U`н, кВ	nотвжел	nотвдейтс	Uн, кВ
1	227,884	8,868	17,176	219,688	0,043	0	10,507
3	118,637	4,098	-	114,539	2,439	2	10,579
4	105,188	3,899	-	101,288	-6,698	-7	10,564
5	111,988	2,979	-	109,009	-1,472	-2	10,602
6	117,424	2,698	-	114,725	-0,124	-1	10,665

Послеаварийный режим, отключаем линию 2-3.

Таблица прил.28 Расчетные нагрузки подстанций.

Узел	Рн, МВт	DРт, МВт	DРх, МВт	Рр, МВт	Qн, Мвар	DQт, Мвар	DQх, Мвар	УQc/2, Мвар	Qр, Мвар
1	50	0,166	0,1	50,266	19	4,691	0,72	9,209	15,201
3	13	0,064	0,028	13,092	5,135	1,121	0,14	0,644	5,752
4	32	0,119	0,054	32,173	10,688	2,613	0,35	1,118	12,462
5	28	0,09	0,054	28,144	8,752	1,975	0,35	1,427	9,65
6	24	0,069	0,054	24,123	8,808	1,5	0,35	1,479	8,879

Таблица прил.29 Потери мощности в линиях сети 110 кВ

Линия	Р``, МВт	Q``, Мвар	ДР, МВт	ДQ, Мвар	Р`, МВт	Q`, Мвар	I, А	Iдоптабл, А	Iдоп, А
4-5	2,375	0,91	0,008	0,009	2,384	0,919	-	-	-
2-4	34,557	13,381	0,491	1,686	35,048	15,067	-	-	-
2-5	25,769	8,74	0,505	1,311	26,274	10,051	-	-	-
3-6	13,092	5,752	0,298	0,314	13,39	6,065	77,15	265	364,42
2-6	37,513	14,944	2,32	4,06	39,833	19,004	231,64	390	536,32

Таблица прил.30 Потери мощности в автотрансформаторах ПС2.

Ветвь	Р``, МВт	Q``, Мвар	ДР, МВт	ДQ, Мвар	Р`, МВт	Q`, Мвар	DРх, МВт	DQх, Мвар	УQc/2, Мвар	Рр, МВт	Qр, Мвар
НН	50	19	0,017	1,603	50,017	20,603	-	-	-	-	-
СН	101,155	41,502	0,035	0	101,19	41,502	-	-	-	-	-
ВН	151,207	62,105	0,078	8,397	151,285	70,501	0,25	2	11,266	151,535	61,235

Таблица прил.31 Потери мощности в линиях сети 220 кВ

Линия	Р``, МВт	Q``, Мвар	ДР, МВт	ДQ, Мвар	Р`, МВт	Q`, Мвар
1-2	52,871	22,572	0,418	1,319	53,289	23,89
М-1	103,555	39,092	2,255	10,078	105,81	49,169
M-2	98,664	38,664	2,783	12,435	101,447	51,099

Второй этап расчета послеаварийного режима (линия 2-3 отключена).

Таблица прил.32 Потери напряжения в сети 220кВ.

Линия	Uнач, кВ	Uкон, кВ	ДU, кВ	дU, кВ
М-1	239,8	228,249	12,094	15,74
М-2	239,8	224,209	16,495	20,118
1-2	228,249	224,506	3,791	4,628

Таблица прил.33 Потери напряжения и оценка достаточности диапазонов регулирования устройств РПН и ЛРТ в автотрансформаторах ПС2.

Ветвь	Uнач, кВ	Uкон, кВ	ДU, кВ	дU, кВ	Uжел, кВ	Дежел, кВ	nотвжел	nотвдейтв	Uдейст, кВ
ВН	224,358	219,72	4,875	10,211	-	-	-	-	-
СН	219,72	219,655	0,065	-0,027	121	-	2,355	2	120,18
НН	219,72	217,2	2,607	6,145	10,5	0,112	0,68	1	10,553

Таблица прил.34 Потери напряжения в сети 110кВ.

Линия	Uнач, кВ	Uкон, кВ	ДU, кВ
4-5	117,055	116,612	0,443
2-5	120,18	116,585	3,595
2-4	120,18	117,055	3,125
3-6	109,709	101,964	3,181
2-6	120,18	109,709	10,471

Таблица прил.35 Оценка достаточности диапазонов регулирования устройств РПН

Узел	Uв, кВ	ДUт, кВ	дUт, кВ	U`н, кВ	nотвжел	nотвдейтс	Uн, кВ
1	228,249	8,854	17,148	220,065	0,158	0	10,525
3	106,528	4,564	-	101,964	-3,996	-4	10,501
4	117,055	3,504	-	113,551	-0,708	-1	10,556
5	116,598	2,861	-	116,737	-0,617	-1	10,573
6	109,709	2,888	-	106,821	-3,996	-4	10,501

Размещено на Allbest.ru