Развитие районной электрической сети

1 ВЫБОР ВАРИАНТА СЕТИ

Для построения рациональной конфигурации сети для заданного  расположения потребителей намечаем два  варианта, из которых на основе технико-экономического сравнения вариантов выбирается лучший. Выбранный вариант должен обладать необходимой надёжностью, экономичностью, гибкостью.

Рисунок 1.1 – Вариант  схемы  районной сети А

Рисунок 1.2 – Вариант  схемы районной сети Б

КП 030503.19.404.07.00.00.ПЗ

Лист

6

Изм

Лист

№ документ

Подпись

Дата

2 Выбор  номинального напряжения сети

Выбираем номинальное  напряжение для  двух вариантов схем электроснабжения. Величина номинального напряжения сети зависит от нескольких факторов и в первую очередь от передаваемой мощности и длины линии электропередач.  Для  выбора номинального напряжения  воспользуемся формулой  Илларионова.

                                             (2.1) 
          где L – длина линии электропередач, км;

                 Р – передаваемая по линии мощность, МВт;

                 U – рекомендуемое напряжение, кВ.

Результаты расчёта  по формуле Илларионова для двух вариантов схем районной     сети сводим в таблицы 2.1 и 2.2.

 Таблица 2.1 – Выбор  номинального напряжения сети  для схемы  А 

Учитывая длины линий  электропередач и передаваемую по линиям мощность  для всех линий рассматриваемых  схем  выбираем окончательно  класс номинального напряжения 110 кВ.

КП 030503.19.404.07.00.00.ПЗ

Лист

7

Изм

Лист

№ документ

Подпись

Дата

  3 РАСЧЁТ ТОКА НАГРУЗКИ

Для расчёта токов  нагрузки в линиях определяем распределение  мощности в проектируемой сети для  двух вариантов схем  районной сети.

 Распределение мощности  в схеме А.

Р_1-9 = Р₉ + Р₁₇ = 40 + 35 = 75 МВт;

     Р_1–4 = Р₄ = 20 МВт;

    Р_1–10  = Р₁₀ = 30 МВт;

      Р_9–17 = Р₁₇ = 35 МВт.

 Распределение мощности  в схеме Б.

        Р_1-10 = Р₁₀ = 30 МВт;

Р_9-17 = Р₁₇ = 35 МВт;

Р_1-4 =

Р_1-9 =

 Определяем   ток  максимальный  I_р в нормальном  режиме для двух вариантов схем районной сети А и Б.

                                  (3.1)

            где  I_р –  ток максимальный на одну цепь, А; 

                   Р_ном – номинальная мощность потребителя, Вт;

                   U_ном – номинальное напряжение линии, В;

                   n – число цепей ЛЭП;

                   cosφ – коэффициент активной мощности.

         Определяем  расчетный ток I_р

                                                       I_р = I_р α_i α_T ,                                                            (3.2)

 где  I_р – ток расчётный на одну линию, А;

                    α_i – коэффициент, учитывающий изменение нагрузки по годам

                           эксплуатации линии;

                    α_T  – коэффициент учитывающий число часов использования

                            максимальной нагрузки.

КП 030503.19.404.07.00.00.ПЗ

Лист

8

Изм

Лист

№ документ

Подпись

Дата

Уточним допустимые токи с учетом условий окружающей среды

I_{доп ос.} = K _ос × I_доп ,

             где K _ос = 0,81 для t = +25 °С

         Осуществляем  выбор сечения проводов воздушных линий электропередач   напряжением 110кВ,  проводим методом экономических интервалов по току I_max .

Полученные результаты сводим в таблицы 3.1 и 3.2

 Таблица 3.1 – Выбор  марки проводов для  схемы  А 

Таблица 3.2 – Выбор  марки проводов для схемы Б

            Проверка:

• на нагрев в нормальном режиме

           I_{доп ос} ≥ I_р :

• в аварийном режиме

     I_{доп ос.} ≥ 2 I_р :

КП 030503.19.404.07.00.00.ПЗ

Лист

9

Изм

Лист

№ документ

Подпись

Дата

•  на коронирование F_ном ≥ F_мин для линии 110 кВ F_мин = 70/11 мм²

          Все сечения подходят.

КП 030503.19.404.07.00.00.ПЗ

Лист

10

Изм

Лист

№ документ

Подпись

Дата

4 РАСЧЁТ СХЕМ ЗАМЕЩЕНИЯ

       Для   всех участков линий схем А  и Б проводим  расчёт параметров  схем замещения.

 Расчёт схем замещения участков цепи для варианта схемы электроснабжения А

Таблица 4.1 – Исходные данные для варианта схемы электроснабжения А

Активное сопротивление  линии определяется:

                                                      R_л = R₀L/(n N),                                                             (4.1)

            где  R_л – сопротивление линии электропередач, Ом;

                    R₀ – удельное  сопротивление провода ЛЭП,  Ом/км  (Табл. 4.1)

                    L – длина линии электропередач, км  (Табл. 2.1 и 2.2);

                    N – число цепей ЛЭП;

                    n – количество проводов в фазе.

            Индуктивное сопротивление  линии  определяется:

                                                      X_л = X₀ L/(N n) ,                                                           (4.2)

            где   X_л – реактивное  сопротивление линии электропередач, Ом;

           X₀ – удельное  реактивное сопротивление проводов ЛЭП,  Ом/км;

            L – длина линии электропередач, км;

            N – число цепей ЛЭП;

                       n – количество проводов в фазе.

Реактивная проводимость линии определяется:

                                                          B_л = b₀L n N ,                                                           (4.3)

             где  B_л – реактивная проводимость линии электропередач, См;

                     B₀ – удельная реактивная проводимость линии электропередач, См/км;

                     L – длина линии электропередач, км;

                     N – число цепей ЛЭП;

                    n – количество проводов в фазе.

КП 030503.19.404.07.00.00.ПЗ

Лист

11

Изм

Лист

№ документ

Подпись

Дата

Полное сопротивление  линии  определяется:

Z_л = R_л + jX_л                                           (4.4)

 где  Z_л – полное  комплексное сопротивление линии, Ом;

                     R_л – сопротивление линии электропередач, Ом;

                     X_л – реактивное  сопротивление линии электропередач, Ом.

     Полная  проводимость  линии:                                             

                                                   Y_л = (G_л + jB_л)/2 ,                                                         (4.5)                                         

 где  Y_л – полная комплексная проводимость линии, См;

                     G_л – активная проводимость линии, См;

                     B_л – реактивная  проводимость линии электропередач, См.

                 Генерирующая реактивная мощность  вычисляется:

Q_c = 0,5 U²_ном × B_л  ,                                                       (4.6)

       Расчёт схем замещения участков цепи для варианта схемы электроснабжения А представлены в табл. 4.2.

 Таблица 4.2 –  Параметры  схем замещения

КП 030503.19.404.07.00.00.ПЗ

Лист

12

Изм

Лист

№ документ

Подпись

Дата

Рисунок 4.1 – Вариант схемы районной сети А

Расчёт схем замещения  участков цепи для варианта схемы  электроснабжения Б

Таблица 4.3 – Исходные данные для варианта схемы электроснабжения Б

Расчёт схем замещения  участков цепи для варианта схемы  электроснабжения Б представлены в  табл. 4.4.

 Таблица 4.4 –   Параметры схем замещения

КП 030503.19.404.07.00.00.ПЗ

Лист

13

Изм

Лист

№ документ

Подпись

Дата

Рисунок 4.2 – Вариант схемы районной сети Б

КП 030503.19.404.07.00.00.ПЗ

Лист

14

Изм

Лист

№ документ

Подпись

Дата

5 ВЫБОР СИЛОВЫХ   ТРАНСФОРМАТОРОВ

    Для выбора  силовых трансформаторов рассчитываем полную мощность нагрузки по заданной номинальной  активной мощности.                                                    

                                                         S_н = P_н/cosφ ,                                                           (5.1)     

             где   cosφ – коэффициент активной мощности;

                      S_н – полная мощность нагрузки, МВА;

                      P_н – активная мощность нагрузки, МВт.

                                                        S_т = S_н/1,4 (n – 1) ,                                                   (5.2)

             где   S_т  – полная  мощность трансформатора, МВА;

            S_н – полная мощность нагрузки, МВА;

            n – число трансформаторов на  подстанции ( n = 2).

   Для потребителей  3 категории  выбираем один  трансформатор 

                                                S_т = S_ном/1,3                                                            (5.3)

Выбор трансформаторов сводим в  таблицу 5.1

  Таблица 5.1 – Выбор силовых трансформаторов

Таблица 5.2 – Данные силовых трансформаторов

КП 030503.19.404.07.00.00.ПЗ

Лист

15

Изм

Лист

№ документ

Подпись

Дата

6 СХЕМЫ ЗАМЕЩЕНИЯ РАЙОННОЙ  СЕТИ

Рисунок 6.1 – Схема  замещения районной сети  вариант  А.

КП 030503.19.404.07.00.00.ПЗ

Лист

16

Изм

Лист

№ документ

Подпись

Дата

Рисунок 6.2 – Схема замещения районной сети  вариант Б.

КП 030503.19.404.07.00.00.ПЗ

Лист

17

Изм

Лист

№ документ

Подпись

Дата

7 Расчёт  установившегося режима

1) Радиальная схема соединения

Линия  1 - 10

Рисунок 7.1 – Схема замещения  линии 1 – 10

Наносим на схему замещения  потоки мощности.

Расчет производим итерационным методом  по данным “конца”.

Расчет первой итерации

Прямой ход  итерации:

• Определим поток мощности через трансформатор:

              S^к₂₃ = S₃ = 30 + j14,4 = 33,28 МВА;

• Для определения потери мощности в трансформаторе (S_т) определим активные (∆Р_т) и реактивные(∆Q_т) потери мощности.

              β = S₃/n · S_ном = 33,28/2·25 = 0,67;                                                                      

              ∆Р_т = ∆Р_хх + β² · ∆Р_кз = 30 + 0,67²·120 = 0,08 МВт;

              ∆Q_т = ∆Q_хх + β² ·∆Q_ном =∆Q_хх + β² ·(U_к·S_ном/100) = 175+0,67²·(10,5·25000/100) = =1,34 Мвар;

              ∆S_т = ∆Р_т  + ∆Q_т = 0,08 + j1,34 МВА;

• Определим поток мощности в начале участка 2-3:

              S^н₂₃ = S^к₂₃ + ∆S_т  = 30,08 + j 15,74МВА;

• Определим потери в шунте участка 1-2 следующим образом:

              ∆S^к_ш2 = ∆S^н_ш2 = U₂² · Y^*_ш2 = 110² · (-j135 · 10^-6) = - j1,63 МВА;

• Определим поток мощности в конце участка 1-2, используя первый закон Кирхгофа, по формуле:

              S^к₁₂ = S^н₂₃ + ∆S_ш2 = 30,08 + j14,1 МВА;

КП 030503.19.404.07.00.00.ПЗ

Лист

18

Изм

Лист

№ документ

Подпись

Дата

• Рассчитаем потери мощности в продольном сопротивлении участка 1-2, используя первый закон Кирхгофа, следующим образом:

              ∆S₁₂ = (S^к₁₂ / U₁)² · Z₁₂ = 0,45 + j0,96 МВА;

• Определим поток мощности в начале участка 1-2:

              S^н₁₂ = S^к₁₂ + ∆S₁₂ = 30,53 + j15,06 МВА;

• Поток мощности в начале линии:

              S₁ = S^н₁₂ + ∆S^н_ш2  = 30,53 + j13,43 МВА;

Обратный ход итерации:

• В соответствии с условным направлением тока напряжение в узле 2 сети равно:

                    U₂ = U₁ – ∆U₁₂ – δU₁₂ .

Продольная составляющая падения  напряжения на участке 1-2 равна:

              ∆U₁₂ = (Р^н₁₂ · R₁₂ + Q^н₁₂ · Х₁₂ )/U₁ = 2,81 кВ;

Поперечная составляющая падения напряжения на участке 1-2 равна:

              δU₁₂ = (Р^н₁₂ · Х₁₂ – Q^н₁₂ · R₁₂ )/U₁ = 2,24 кВ;

Теперь определяем напряжение в узле 2 по формуле:

              U₂ = 110 – 2,81– j2,24 = 107,19 + j2,24 = 107,21 кВ;

• Определяем напряжение в узле 3, приведённое к стороне высокого напряжения по формуле:

              U^'₃ = U₂ – ∆U₂₃ – δU₂₃ .

        Продольная составляющая падения напряжения на участке 1-2 равна:

              ∆U₂₃ = (Р^н₂₃ · R₂₃ + Q^н₂₃ · Х₂₃ )/U₂ = 8,85 кВ;

              Поперечная составляющая падения  напряжения на участке 1-2 равна:

              δU₂₃ = (Р^н₂₃ · Х₂₃ – Q^н₂₃ · R₂₃ )/U₂ = 15,21 кВ;

Теперь определяем напряжение в узле 2 по формуле:

              U^'₃ = 107,21 – 8,85 – j 15,21 = 98,36 – j 15,21 = 99,53 кВ;

• Действительное напряжение с учётом  коэффициента трансформации в узле 3 равно:

              U₃ = U^'₃ · 1/k_т ;

Коэффициент трансформации равен:

              k_т = U_ном / U_3ном = 11;

              U₃ = 9,048 кВ;

КП 030503.19.404.07.00.00.ПЗ

Лист

19

Изм

Лист

№ документ

Подпись

Дата

• Определяем отклонение напряжений U₂ , U₃ от номинала:

              ∆U_2% = ((U_ном  - U₂)/ U_ном) ·100% = 2,53% < 5%;

              ∆U_3% = ((U_3ном  - U₃)/ U_3ном) ·100% = 9,52% > 5% , следовательно, нужно производить расчёт второй итерации.

Расчёт второй итерации

Прямой ход  итерации:

• ∆S^к_ш2 = ∆S^н_ш2 = U₂² · Y^*_ш2 = -j1,55 МВА;
• S^к₁₂ = S^н₂₃ + ∆S_ш2 = 30,08 + j14,19 МВА;
• ∆S₁₂ = (S^к₁₂ / U₁)² · Z₁₂ = 0,45 + j0,96 МВА;
• S^н₁₂ = S^к₁₂ + ∆S₁₂  = 30,54+ j15,15 МВА;
• S₁ = S^н₁₂ + ∆S^н_ш2 = 30,54 + j13,59 МВА;

Обратный ход  итерации:

              U₂ = U₁ – ∆U₁₂ – δU₁₂ .

              ∆U₁₂ = (Р^н₁₂ · R₁₂ + Q^н₁₂ · Х₁₂ )/U₁ = 2,82 кВ;

              δU₁₂ =(Р^н₁₂ · Х₁₂ – Q^н₁₂ · R₁₂ )/U₁ = 2,23 кВ;

              U₂ = 110 – 2,82 – j2,23 = 107,18 – j2,23 = 107,2 кВ;

              U^'₃ = U₂ – ∆U₂₃ – δU₂₃ .

              ∆U₂₃ = (Р^н₂₃ · R₂₃ + Q^н₂₃ · Х₂₃ )/U₂ = 8,85 кВ;

              δU₂₃ = (Р^н₂₃ · Х₂₃ – Q^н₂₃ · R₂₃ )/U₂ = 15,21 кВ

              U^'₃ = 107,2 – 8,85 – j15,21 = 98,35 – j15,21 = 99,52 кВ;        

    U₃ = U^'₃ · 1/k_т = 9,047 кВ;

              ∆U_2% = ((U_ном  - U₂)/ U_ном) ·100% = 0,009 %;

              ∆U_3% =((U_3ном  - U₃)/ U_3ном) ·100% = 0,011 %.

КП 030503.19.404.07.00.00.ПЗ

Лист

20

Изм

Лист

№ документ

Подпись

Дата

Линия 1 – 4

Рисунок 7.2 – Схема  замещения линии 1 – 4

Расчет первой итерации

Прямой ход  итерации:

              S^к₃₄ = S₄ = S_4’ = 10 + j4,8 МВА;

              S^н₃₄ = S^к₃₄ + S^к_34’ = 20+j9,6 МВА;

              S^к₂₃ = S^н₃₄=20+j9,6 = 22,18 МВА;

              β = S₃/n · S_ном = 0,89;                                                                      

              ∆Р_т = ∆Р_хх + β² · ∆Р_кз = 0,12 МВт;

              ∆Q_т = ∆Q_хх + β² ·∆Q_ном = ∆Q_хх + β² ·(U_к ·S_ном/100) = 2,24 Мвар;

              ∆S_т = ∆Р_т  + ∆Q_т = 0,12+j2,24 МВА;

              S^н₂₃ = S^к₂₃ + ∆S_т  = 20,12+j11,84 МВА;

              ∆S^к_ш2 = ∆S^н_ш2 = U₂² · Y^*_ш2 = - j1,14 МВА;

              S^к₁₂ = S^н₂₃ + ∆S_ш2 = 20,12+j10,7 МВА;

              ∆S₁₂ = (S^к₁₂ / U₁)² · Z₁₂ = 0,6+j1,26 МВА;

              S^н₁₂ = S^к₁₂ + ∆S₁₂ = 20,72+j11,96 МВА;

              S₁ = S^н₁₂ + ∆S^н_ш2  = 20,72+j10,82 МВА;

Обратный ход  итерации:

                    U₂ = U₁ - ∆U₁₂ – δU₁₂ .

              ∆U₁₂ = (Р^н₁₂ · R₁₂ + Q^н₁₂ · Х₁₂ )/U₁ = 5,81 кВ;

              δU₁₂ = (Р^н₁₂ · Х₁₂ - Q^н₁₂ · R₁₂ )/U₁ = 4,03 кВ;

              U₂ = 110 –5,81-j4,03=104,19+j4,03 = 104,26 кВ;

              U^'₃ = U₂ - ∆U₂₃ – δU₂₃ .

КП 030503.19.404.07.00.00.ПЗ

Лист

21

Изм

Лист

№ документ

Подпись

Дата

              ∆U₂₃ = (Р^н₂₃ · R₂₃ + Q^н₂₃ · Х₂₃ )/U₂ = 6,84кВ;

              δU₂₃ = (Р^н₂₃ · Х₂₃ - Q^н₂₃ · R₂₃ )/U₂ = 10,5 кВ;

              U^'₃ = 104,26-6,84-j10,5=97,42-j10,5 = 97,99 кВ;

              U₃ = U^'₃ · 1/k_т ;

              k_т = U_ном / U_3ном = 11;

              U₃ = 8,91 кВ;

              ∆U_2% = ((U_ном  - U₂)/ U_ном) ·100% = 5,22% > 5%;

              ∆U_3% = ((U_3ном  - U₃)/ U_3ном) ·100% = 10,92% > 5% , следовательно, нужно производить расчёт второй итерации.

Расчёт второй итерации

Прямой ход итерации:

• ∆S^к_ш2  = ∆S^н_ш2 = U₂² · Y^*_ш2 = -j1,03 МВА;
• S^к₁₂ = S^н₂₃ + ∆S_ш2 = 20,12 МВА;
• ∆S₁₂ = (S^к₁₂ / U₁)² · Z₁₂ = 0,6 + j1,27 МВА;
• S^н₁₂ = S^к₁₂ + ∆S₁₂  =20,72 + j12,08 МВА;
• S₁ = S^н₁₂ + ∆S^н_ш2 = 20,72 + j11,06 МВА.

Обратный ход  итерации:

             U₂ = U₁ – ∆U₁₂ – δU₁₂ .

              ∆U₁₂ = (Р^н₁₂ · R₁₂ + Q^н₁₂ · Х₁₂ )/U₁ = 5,85 кВ;

              δU₁₂ =(Р^н₁₂ · Х₁₂ - Q^н₁₂ · R₁₂ )/U₁= 4,01кВ;

              U₂ = 110 –5,85-j4,01 = 104,15-j4,01 = 104,23 кВ;

              U^'₃ = U₂ - ∆U₂₃ – δU₂₃ .

              ∆U₂₃ = (Р^н₂₃ · R₂₃ + Q^н₂₃ · Х₂₃ )/U₂ = 6,84 кВ;

              δU₂₃ = (Р^н₂₃ · Х₂₃ - Q^н₂₃ · R₂₃ )/U₂ = 10,5 кВ

              U^'₃ = 104,23-6,84-j10,5=97,39-j10,5=97,95 кВ;        

    U₃ = U^'₃ · 1/k_т =8,9 кВ;

              ∆U_2% = ((U_ном  - U₂)/ U_ном) ·100% = 0,03%;

              ∆U_3% =((U_3ном  - U₃)/ U_3ном) ·100% = 0,04%.

КП 030503.19.404.07.00.00.ПЗ

Лист

22

Изм

Лист

№ документ

Подпись

Дата

2) Магистральная схема соединения

Линия 1 – 9 – 17

• S^к₄₅ = S₅ + S_5‘= 34+ j16,32 = 37,71 МВА;
•   β = S₃/n · S_ном=0,47;

             ∆Р_т = ∆Р_хх + β² · ∆Р_кз = 0,07 МВт;

              ∆Q_т = ∆Q_хх + β² ·∆Q_ном = ∆Q_хх + β² ·(U_к ·S_ном/100) =1,09 Мвар;

            ∆S_т = ∆Р_т  + ∆Q_т = 0,07+ j1,09 МВА;

• S^н₄₅ = S^к₄₅ + ∆S_т  = 34,07+ j17,41 МВА;
• ∆S^к_ш2 = ∆S^н_ш2 = U₃² · Y^*_ш2 = - j2,72 МВА;
• S^к₃₄ = S^н₄₅ + ∆S^к_ш2 = 34,07+ j14,69 МВА;
• ∆S₃₄ = (S^к₃₄ / U₁)² · Z₃₄ = 1,01+ j2,15МВА;

КП 030503.19.404.07.00.00.ПЗ

Лист

23

Изм

Лист

№ документ

Подпись

Дата

• S^н₃₄ = S^к₃₄ + ∆S₃₄ = 35,09+ j16,84 МВА;
• S₃ = S^н₃₄ + ∆S^н_ш2  = 35,09+ j14,12 МВА;
• S^к₂₃ = S^н₂₃ = S₃ = 35,09+ j14,12МВА;
• S^к_23' = S_23' + S_23'’= 75+j36 МВА;

             β = S_23'/n · S_ном=1,04;

             ∆Р_23' = ∆Р_хх + β² · ∆Р_кз = 0,21 МВт;

             ∆Q_23' = ∆Q_хх + β² ·∆Q_ном = ∆Q_хх + β² ·(U_к ·S_ном/100) = 4,7 Мвар;

      ∆S_23' =0,21+ j4,7 МВА;

• S^н_23' = S^к_23' + ∆S_23' = 75,21+ j40,7 МВА;
• ∆S^к_ш2 = ∆S^н_ш2 = U₂² · Y^*_ш2 = - j2,94 МВА;
• S^к₁₂ = S^н₂₃ + ∆S_ш2 + S^н_23' = 110,29+ j51,89 МВА;
• ∆S₁₂ = (S^к₁₂ / U₁)² · Z₁₂ = 5,89+ j19,89 МВА;
• S^н₁₂ = S^к₁₂ + ∆S₁₂ = 116,19+ j71,78 МВА;
• S₁ = S^н₁₂ + ∆S^н_ш2 =116,19+ j68,84 МВА;

Обратный ход  итерации:

U₄ = U₁ - ∆U₃₄ – δU₃₄ .

              ∆U₃₄ = (Р^н₃₄ · R₃₄ + Q^н₃₄ · Х₃₄ )/U₁ = 5,74 кВ;

              δU₃₄ = (Р^н₃₄ · Х₃₄ - Q^н₃₄ · R₃₄ )/U₁ = 4,66 кВ;

              U₄ = 110 – 5,74-j4,66=104,26- j4,66=104,42 кВ

• U₅ = U^'₅ · 1/k_т ;

              U'₅ = U₄ - ∆U₄₅ – δU₄₅ .

              ∆U₄₅ = (Р^н₄₅ · R₄₅ + Q^н₄₅ · Х₄₅ )/U₄ = 6,24 кВ;

              δU₄₅ = (Р^н₄₅ · Х₄₅ - Q^н₄₅ · R₄₅ )/U₄ = 11,09 кВ;

              U'₅ = 104,42-6,24- j11,09=98,18- j11,09=98,8 кВ;

Коэффициент трансформации равен:

              k_т = U_ном / U_3ном = 11;

              U₅ = 8,98 кВ;

• U₃ = U₁ - ∆U₂₃ – δU₂₃

              ∆U₂₃ = (Р^н₂₃ · R₂₃ + Q^н₂₃ · Х₂₃ )/U₁ = 4,9 кВ;

              δU₂₃ = (Р^н₂₃ · Х₂₃ - Q^н₂₃ · R₂₃ )/U₁ = 10,89 кВ;

КП 030503.19.404.07.00.00.ПЗ

Лист

24

Изм

Лист

№ документ

Подпись

Дата

                 U₃ = 110 – 4,9- j10,89=105,1- j10,89=105,66 кВ;

• ∆U_4% = ((U_ном  - U₄)/ U_ном) ·100% = 5,07% > 5%;

            ∆U_5% = ((U_5ном  - U₅)/ U_5ном) ·100% = 10,18% > 5%;

            ∆U_3% = ((U_ном  - U₃)/ U_ном) ·100% = 3,94% < 5% .

Расчёт второй итерации

Прямой ход  итерации:

• ∆S^к_ш2 = ∆S^н_ш2 = U₃² · Y^*_ш2 = - j2,71 МВА;
• S^к₃₄ = S^н₄₅ + ∆S^к_ш2 = 34,07+ j14,7 МВА;
• ∆S₃₄ = (S^к₃₄ / U₁)² · Z₃₄ = 1,01+ j2,15 МВА;
• S^н₃₄ = S^к₃₄ + ∆S₃₄ = 35,09+ j16,85 МВА;
• S₃ = S^н₃₄ + ∆S^н_ш2  = 35,09+ j14,14 МВА;
• S^к₂₃ = S^н₂₃ = S₃ =35,09+ j14,14 МВА;
• S^к_23' = S_23' + S_23'’= 75+ j 36=83,19МВА;

             β = S_23'/n · S_ном=1,04;

             ∆Р_23' = ∆Р_хх + β² · ∆Р_кз = 0,21 МВт;

             ∆Q_23' = ∆Q_хх + β² ·∆Q_ном = ∆Q_хх + β² ·(U_к ·S_ном/100) = 4,7 Мвар;

      ∆S_23' = 0,21+j4,7 МВА;

• S^н_23' = S^к_23' + ∆S_23' = 75,21+ j40,7 МВА;
• ∆S^к_ш2 = ∆S^н_ш2 = U₂² · Y^*_ш2 = - j2,72 МВА;
• S^к₁₂ = S^н₂₃ + ∆S_ш2 + S^н_23' =110,29 + j 52,12МВА;
• ∆S₁₂ = (S^к₁₂ / U₁)² · Z₁₂ = 5,9 + j19,92 МВА;
• S^н₁₂ = S^к₁₂ + ∆S₁₂ = 116,2 + j72,04 МВА;
• S₁ = S^н₁₂ + ∆S^н_ш2 =116,2 + j69,32 МВА;

Обратный ход  итерации:

• U₄ = U₁ - ∆U₃₄ – δU₃₄ .

              ∆U₃₄ = (Р^н₃₄ · R₃₄ + Q^н₃₄ · Х₃₄ )/U₁ = 5,74 кВ;

              δU₃₄ = (Р^н₃₄ · Х₃₄ - Q^н₃₄ · R₃₄ )/U₁ = 4,66 кВ;

              U₄ = 110 – 5,74- j 4,66=104,26- j 4,66=104,37 кВ;

• U₅ = U^'₅ · 1/k_т ;

              U'₅ = U₄ - ∆U₄₅ – δU₄₅ .

КП 030503.19.404.07.00.00.ПЗ

Лист

25

Изм

Лист

№ документ

Подпись

Дата

              ∆U₄₅ = (Р^н₄₅ · R₄₅ + Q^н₄₅ · Х₄₅ )/U₄ =6,25 кВ;

              δU₄₅ = (Р^н₄₅ · Х₄₅ - Q^н₄₅ · R₄₅ )/U₄ = 11,09 кВ;

              U'₅ = 104,37-6,25- j11,09=98,12- j11,09=98,75 кВ;

Коэффициент трансформации равен:

              k_т = U_ном / U_3ном = 11;

              U₅ =8,98 кВ;

• ∆U_4% = ((U_ном  - U₄)/ U_ном) ·100% = 0,05% > 5%;

            ∆U_5% = ((U_5ном  - U₅)/ U_5ном) ·100% = 0% > 5%;

 Первая и вторая  итерации сошлись, следовательно  расчет произведен правильно.

3) Кольцевая схема соединения

Расчет линии 1-4-9-1

Рисунок 7.3 – Схема  замещения линии 1-4-9-1

КП 030503.19.404.07.00.00.ПЗ

Лист

26

Изм

Лист

№ документ

Подпись

Дата

• Определяем потери мощности на уч. 33’- потери в Т3

  β = S₃/n · S_ном= 1,11;

             ∆Р_т = ∆Р_хх + β² · ∆Р_кз = 0,25 МВт;

              ∆Q_т = ∆Q_хх + β² ·∆Q_ном = ∆Q_хх + β² ·(U_к ·S_ном/100) = 5,33 Мвар;

            ∆S_т = ∆Р_т  + ∆Q_т = 0,25 + j5,33 МВА.

• Определяем мощность в начале участка 33’

S^н_33’ = S₃ + ∆S_т3 = 40,25  + j24,53 МВА.

• Потери в шунте  4   определятся:

∆S_ш4 =  U₁² · Y^*_ш4 = -j1,58 МВА. 

• Определяем мощность в конце участка 23:

S^к₂₃ = S^н_33’ + ∆S_ш4 40,25 + j22,95 МВА.

• Определяем потери мощности в линии на уч. 23:

∆S₂₃ = (S^к₂₃ / U₁)² · Z₂₃ = 5,43 + j7,7 МВА.

• Мощность в начале линии 23 с учетом шунта 3 определится:

S^н₂₃ = S^к₂₃ + ∆S₂₃ + ∆S_ш3 = 45,86 + j29,07 МВА.

• Определяем потери мощности  на уч.22’ – Потери  мощности   при раздельной  работе  2-x трансформаторов Т2

  β = S₃/n · S_ном=0,89;

             ∆Р_т = ∆Р_хх + β² · ∆Р_кз = 0,13 МВт;

              ∆Q_т = ∆Q_хх + β² ·∆Q_ном = ∆Q_хх + β² ·(U_к ·S_ном/100) = 2,23 Мвар;

            ∆S_т = ∆Р_т  + ∆Q_т = 0,13 + j2,23 МВА;

• Определяем мощность в начале участка 22’

S^н₂₂ = S₂ + ∆S_т2 = 20,13 + j11,83МВА;

• Потери  в  шунте  2 определятся

∆S_ш2 =  U₁² · Y^*_ш2 = -j1,14 МВА. 

• Определяем мощность в конце участка 12 с учетом шунта

S^к₁₂ = S^н_22’ + ∆S_ш2 + S^н_23' = 65,81 + j39,76 МВА;

• Определяем потери мощности в линии на участке 12

∆S₁₂ = (S^к₁₂ / U₁)² · Z₁₂ = 6,69 + j14,36 МВА;

КП 030503.19.404.07.00.00.ПЗ

Лист

27

Изм

Лист

№ документ

Подпись

Дата

• Мощность в начале линии 12 определится

S^н₁₂ = S^к₂₃ + ∆S₁₂ = 72,5 + j54,12 МВА;

• Мощность источника S1  определится

S₁ = S^н₁₂ + ∆S^н_ш1 =72,5 + j52,98 МВА;

Расчет   напряжения в узлах

• Определяем напряжение в узлах 2 и 2’

( не учитывая поперечную  составляющую , 

      т.к. U < 220кВ)

U₂ = 110 – (Р^к₁₂ · R₁₂ + Q^к₁₂ · Х₁₂ )/U₁ = 91,06 кВ;

• Падение напряжения в трансформаторе (без трансформации)

           ∆U_2’ = (Р₂ · R_т2 + Q₂ · Х_т2 )/U₂ = 6,45 кВ;

• Поперечная составляющая падения напряжения в трансформаторе

              δU_2’ = (Р₂ · Х_т2  – Q₂ · R_т2 )/U₂ = 12 кВ;

• Напряжение потребителя определится

U_2’= U₂ - ∆U_2’ – δU_2’ = 91,06 – 6,45 – j12 = 85,46 кВ;

              k_т = U₁ / U₂  = 11;

• Определяем напряжение в узле 2’ с учетом трансформации

U₂ = U^'₂ · 1/k_т = 7,77 кВ.

КП 030503.19.404.07.00.00.ПЗ

Лист

28

Изм

Лист

№ документ

Подпись

Дата