Проектирование развития районной электрической сети

S^н₂₅= S^к₂₅ + ΔS₂₅ = 1,74 + j 1,54 + 0,02 + j 0,02 = 1,76 + j 1,56 МВА

 

Потери мощности в  шунте линии 1 – 2:

b₁₂ = 1,52 · 10^-4 См;

 

Поток мощности в конце линии 1 – 2:

S^к₁₂ = S₂ – jQ + S^н₂₅ + ΔS_т =  25 + j 12,2 + j 0,93 + 1,76 + j 1,56 + 0,13 + j 2,02 =

= 26,89 + j 16,71 МВА

 

Потери мощности в линии 1 – 2:

Поток мощности в начале линии 1 – 2:

S^н₁₂ = S^к₁₂ + ΔS₁₂ =26,89 + j 16,71 + 0,54 + j 1,79 = 27,43 + j 18,5 МВА

 

Потери мощности в  шунте линии 1′ – 5′:

b_1′5 = 1,18 · 10^-4 См;

Поток мощности в конце линии 1′ – 5′:

S^к_1′5 = S_1′5 – jQ + ΔS_т =  38,26 + j 19,08 + j 0,7 + 0,19 + j 3,15 =

= 38,45 + j 22,93 МВА

 

Потери мощности в  линии 1′ – 5′:

 

Поток мощности в начале линии 1′ – 5′:

S^н_1′5′ = S^к_1′5′ + Δ S_1′5′  = 38,45 + j 22,93 + 1,85 + j 4,86 = 40,3 + j 27,79 МВА

 

Прямой ход второй итерации окончен.

 

Обратный ход второй итерации.

 

U₁ = 115 кВ; U₂ = 110,33 кВ; U₃ = 110,63 кВ; U₄ = 105,63 кВ; U₅ = 109,2 кВ;

U_5′ = 109,27 кВ .

 

Напряжение в узле 3:

 

Напряжение в узле 4:

 

 

Определение напряжений в узлах замкнутого участка

 

Напряжение в узле 5′:

 

Напряжение в узле 2:

Напряжение в узле 5:

 

Наибольшая потеря напряжения в нормальном режиме

ΔU_нб = ΔU₁₂ + ΔU₂₅ = 5,08 + 1,05 = 6,13 кВ

 

Рассмотрим послеаварийные режимы.

При отключении линии 1 – 5  мощность в линии 1 – 2

S₁₂ = S₅ + S₂ =40 + j 19,4+ 25 + j 12,2 = 65 + j 31,6 МВА

Мощность в линии 2 – 5   S₂₅ = 40 + j 19,4 МВА

Определим потери напряжения в линиях 1 – 2,  2 – 5, напряжения в  узлах 2, 5 и ΔU_нбав:

ΔU_15ав = 9,7 + 19,55 = 29,25 кВ

При отключении линии 1 – 2

S_1′5′ = S₂ + S₅ = 25 + j 12,2 + 40 + j 19,4 = 65 + j 31,6 МВА

S₂₅ = S₂ = 25 + j 12,2 МВА

ΔU_52ав = 7,55 + 12 = 19,55 кВ

Наибольшая потеря напряжения  в послеаварийном режиме имеет место при отключении линии 1 – 5, т.е. ΔU_нб.ав = ΔU_15ав  = 29,25 кВ

ΔU_нб.ав % = 26,6%

 

6. Параметры схемы замещения сети

 

Информация по узлам
Узел	Мощность нагрузки		Узел	Мощность нагрузки
	ΔРт, МВт	ΔQт, МВАр		Р, МВт	Q, МВАр
2	0,13	2,02	21	25	12,2
3	0,09	1,57	31	20	9,7
4	0,13	2,09	41	15	7,3
5	0,19	3,15	51	40	19,4

 

 

Информация по ветвям цепи
Ветвь		R, Ом	Х, Ом	В, мкСм	Ветвь		R, Ом	Х, Ом	В, мкСм
1	3	6,23	10,68	-26,6	2	21	1,27	27,95	0
3	31	2,19	43,35	0	2	5	34,24	35,52	-20,4
3	4	15,94	27,33	-17	5	51	0,72	17,4	0
4	41	4,38	86,7	0	1	5	5,08	17,01	-11,8
1	2	6,53	21,87	-15,2

 

7. Выбор средств регулирования напряжения

 

Наименьшее значение напряжения имеется в узле 41 U₄ = 105,79 кВ. Проверим допустимость подобного снижения напряжения. На подстанции 4 установлен трансформатор ТРДН-16000/110 с пределами регулирования ± 9х1,78%,  U_ВН = 115 кВ,  U_НН =  6,3 кВ, номинальное напряжение у потребителя равно 6 кВ.

       k_т = 6,3/115 = 0,055

 

       = k_т · U₄ = 0,055· 105,79 = 5,82 кВ,  что меньше допустимого на 0,18 кВ. Необходимо рассчитать коэффициент трансформации трансформатора, обеспечивающий номинальное значение напряжения у потребителя, т.е. выбрать необходимое число отпаек, изменяющих коэффициент трансформации.

        Коэффициент трансформации, обеспечивающий номинальное  напряжение у потребителя равен

 

       k_тр = U_ПОТР / U₄₁ = 6/105,79

      

Можно выбрать 2 отпайки, тогда

Таким образом обеспечиваем необходимый уровень напряжения

во всех узлах:

 

Узел	21	31	41	51
Напряжение перед трансформатором, кВ	109,92	110,79	105,79	108,87
Отпайка	0	0	-2	-1
Напряжение у потребителя, кВ	6,05	6,09	6,01	6,07

 

Дополнительных средств  регулирования напряжения из условий  нормального режима не требуется.

 

Рассмотрим таким же образом послеаварийный режим:

 

При отключении линии 1 – 5 напряжение в узле 5 падает до 85,75 кВ.

Значение за пределами  регулирования трансформатора. Таким образом, в послеаварийном режиме требуются дополнительные компенсирующие устройства.

8. Расчет мощности компенсирующих устройств

 

Находим добавочное напряжение ΔU_КУ, которое должно дать компенсирующее устройство. Для этого определяем приведенное к высшей стороне значение желаемое напряжение у потребителя:

 

               U'_{потр.жел.} = 6 ∙ 115 / 6,3 = 109,5 кВ

               ΔU_КУ = U'_{потр.жел} – U_5ав = 109,5 – 85,75 = 23,75 кВ

 

Находим мощность компенсирующего  устройства (батареи конденсаторов)

          

 

Далее рассматриваем близкий по общим затратам Вариант 3:

 

СХЕМА ЗАМЕЩЕНИЯ СЕТИ

Узел 2:

Нагрузка в узле 2  S₂ = 25 + j 12,2 МВА

Потери в трансформаторах  узла 2:

(2ТРДН-25000/110)

ΔS_т = ΔР_т + ΔQ_т = 0,13 + j 2,02 МВА

                  Полное сопротивление двух трансформаторов

                  Z_тр = (2,54 + j 55,9) / 2 = 1,27 + j 27,95 Ом

 

Потери мощности в  шунте линии 1 – 2:

r₁₂ = 11,56 Ом;  х₁₂ = х₀ · l /n = 0,444 · 54 / 2 = 11,99 Ом

Z₁₂ = 11,56 + j 11,99 Ом;

b₁₂ = b₀ · l · n = 2,55 · 10^-6 · 54 · 2 = 2,75 · 10^-4 См;

 

Поток мощности в конце  линии 1 – 2:

S^к₁₂ = S₂ – jQ + ΔS_т = 25 + j 12,2 + j 1,66 + 0,13 + j 2,02 = 25,13 + j 15,88 МВА

Потери мощности в  линии 1 – 2:

Поток мощности в начале линии 1 – 2:

S^н₁₂ = S^к₁₂ + ΔS₁₂ = 25,13 + j 15,88 + 0,84 + j 0,88 = 25,97 + j 16,76 МВА

Потокораспределение мощности в кольцевом участке 1-5-4-3-1:

                  Упрощенная схема замещения разомкнутого  кольца

Сопротивления участков:

1 – 5:  r₁₅ = 5,08 Ом;  х₁₅ = х₀ · l /n = 0,405 · 42 = 17,01 Ом

           Z₁₅ = 5,08 + j 17,01 Ом;

5 – 4:  r₅₄ = 44,51 Ом;  х₅₄ = х₀ · l /n = 0,444 · 104 = 46,18 Ом

           Z₅₄ = 44,51 + j 46,18 Ом;

4 – 3:  r₄₃ = 15,94 Ом;  х₄₃ = х₀ · l /n = 0,427 · 64 = 27,33 Ом

           Z₄₃ = 15,94 + j 27,33 Ом;

1′ – 3:  r_1′3 = 6,05 Ом;  х_1′3 = х₀ · l /n = 0,405 · 50 = 20,25 Ом

            Z_1′3 = 6,05 + j 20,25 Ом

Сначала рассчитаем распределение  потоков в кольцевом участке  без учета потерь мощности. Используем сопряженные значения сопротивлений  участков.

 Проверка:

S₁₅ + S_1′3 = S₃ + S₄ + S₅ 

43,92 + j 21,03 + 31,08 + j 15,37 = 20 + j 9,7 + 15 + j 7,3 + 40 + j 19,4 =

= 75 + j 36,4 МВА

Расчет мощностей произведен верно.

S₅₄ = S₁₅ – S₅ = 43,92 + j 21,03 – (40 + j 19,4) = 3,92 + j 1,63 МВА

S₄₃ = S₁₃ – S₃  = 31,08 + j 15,37 – (20 + j 9,7) =  11,08 + j 5,67 МВА

Расчет замкнутого участка  сети с учетом потерь мощности

«Разрежем» схему в  узле 4:

Потери мощности в шунте линии 5 – 4:

b₅₄ = b₀ · l · n = 2,55 · 10^-6 · 104 = 2,65 · 10^-4 См;

 

Мощность в конце линии 5 – 4:

S^к₅₄ = S₅₄ – jQ  =  3,92 + j 1,63 + j 1,6 = 3,92 + j 3,23 МВА

 

Потери мощности в  линии 5 – 4:

Поток мощности в начале линии 5 – 4:

S^н₅₄ = S^к₅₄ + ΔS₅₄ = 3,92 + j 3,23+ 0,09 + j 0,09 = 4,01 + j 3,32 МВА

 

Потери в трансформаторах  узла 5:

(2ТРДН-40000/110)

ΔS_т = ΔР_т + ΔQ_т = 0,19 + j 3,15 МВА

 

Полное сопротивление  двух трансформаторов

 Z_тр = (1,44 + j 34,8) / 2 = 0,72 + j 17,4 Ом

 

Потери мощности в  шунте линии 1 – 5:

b₁₅ = b₀ · l · n = 2,81 · 10^-6 · 42 = 1,18 · 10^-4 См;

 

Поток мощности в конце  линии 1 – 5:

S^к₁₅ = S₁₅ – jQ + ΔS_т = 43,92 + j 21,03 + j 0,71 + 4,01 + j 3,32 + 0,19 + j 3,15 =  = 44,11 + j 24,89 МВА

 

Потери мощности в  линии 1 – 5:

 

Поток мощности в начале линии 1 – 5 :

S^н₁₅ = S^к₁₅ + ΔS₁₅ = 44,11 + j 24,89 + 1,08 + j 3,61 = 45,19 + j 28,5 МВА

 

Потери в трансформаторах  узла 4:

(2ТДН-16000/110)

                  ΔS_т = ΔР_т + ΔQ_т = 0,09 + j 1,57 МВА

 

Полное сопротивление  двух трансформаторов

Z_тр = (4,38 + j 86,7) / 2 = 2,19 + 43,35 Ом

                 

Потери мощности в  шунте линии 3 – 4':

b_34' = b₀ · l · n = 2,66 · 10^-6 · 64 = 1,7 · 10^-4 См;

  

 

Поток мощности в конце линии 3 – 4':

S^к_34' = S₃₄ – jQ + ΔS_т =  11,08 + j 5,67 + j 1,03 + 0,09 + j 1,57 =

= 11,17 + j 8,27 МВА

 

Потери мощности в  линии 3 – 4':

Поток мощности в начале линии 3 – 4':

S^н_34' = S^к_34' + ΔS_34' = 11,17 + j 8,27 + 0,26 + j 0,44 = 11,43 + j 8,71 МВА

 

Потери в трансформаторах  узла 3:

(2ТДН-16000/110)

                  ΔS_т = ΔР_т + ΔQ_т = 0,09 + j 1,57 МВА

 

Полное сопротивление  двух трансформаторов

Z_тр = (4,38 + j 86,7) / 2 = 2,19 + 43,35 Ом

 

Потери мощности в  шунте линии 1′ – 3:

b_1′3 = b₀ · l · n = 2,81 · 10^-6 · 50 = 1,41 · 10^-4 См;

Поток мощности в конце линии 1′ – 3:

S^к_1′3 = S_1′3 – jQ + ΔS_т =  31,08 + j 15,37 + j 0,85 + 0,09 + j 1,57 =

= 31,17 + j 17,79 МВА

 

Потери мощности в  линии 1′ – 3:

Поток мощности в начале линии 1′ – 3:

S^н_1′3 = S^к_1′3 + Δ S_1′3  = 31,17 + j 17,79 + 0,64 + j 2,15 = 31,81 + j 19,94 МВА

 

Прямой ход первой итерации окончен.

 

Обратный ход первой итерации.

Определение напряжений в узлах.

Примем напряжение на шинах вторичной обмотки источника  питания 1

U₁ = U₂ = U₃ = U₄ = U₅ = 115 кВ. Поперечную составляющую падения напряжения можно не учитывать.

 

Напряжение в узле 2:

 

Определение напряжений в узлах замкнутого участка

Напряжение в узле 5:

 

Напряжение в узле 4:

 

 

Напряжение в узле 3:

 

Напряжение в узле 4':

 

Вторая итерация

 

Потери мощности в  шунте линии 1 – 2:

b₁₂ = 2,75 · 10^-4 См;

 

Поток мощности в конце  линии 1 – 2:

S^к₁₂ = S₂ – jQ + ΔS_т = 25 + j 12,2 + j 1,54 + 0,13 + j 2,02 = 25,13 + j 15,76 МВА

 

Потери мощности в линии 1 – 2:

 

Поток мощности в начале линии 1 – 2:

S^н₁₂ = S^к₁₂ + ΔS₁₂ = 25,13 + j 15,76 + 0,83 + j 0,86 = 25,96 + j 16,62 МВА

 

 

Расчет замкнутого участка 1-5-4-3-1:

 

Потери мощности в  шунте линии 5 – 4:

b₅₄ = 2,65 · 10^-4 См;

 

Мощность в конце линии 5 – 4:

S^к₅₄ = S₅₄ – jQ  =  3,92 + j 1,63 + j 1,48 = 3,92 + j 3,11 МВА

 

Потери мощности в  линии 5 – 4:

 

Поток мощности в начале линии 5 – 4:

S^н₅₄ = S^к₅₄ + ΔS₅₄ = 3,92 + j 3,11+ 0,1 + j 0,1 = 4,02 + j 3,21 МВА

 

Потери в трансформаторах  узла 5:

(2ТРДН-40000/110)

ΔS_т = ΔР_т + ΔQ_т = 0,19 + j 3,15 МВА

 

Полное сопротивление  двух трансформаторов