Проектирование развития районной электрической сети

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

 

Потери мощности в  шунте линии 1 – 5:

b₁₅ = 1,18 · 10^-4 См;

 

Поток мощности в конце  линии 1 – 5:

S^к₁₅ = S₁₅ – jQ + ΔS_т = 43,92 + j 21,03 + j 0,70 + 4,01 + j 3,32 + 0,19 + j 3,15 =  = 44,11 + j 24,88 МВА

 

Потери мощности в  линии 1 – 5:

 

Поток мощности в начале линии 1 – 5 :

S^н₁₅ = S^к₁₅ + ΔS₁₅ = 44,11 + j 24,88 + 1,10 + j 3,69 = 45,21 + j 28,57 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' = 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 0,95 + 0,09 + j 1,57 =

= 11,17 + j 8,19 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 8,19 + 0,27 + j 0,46 = 11,44 + j 8,65 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 = 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 + 0,65 + j 2,17 = 31,82 + j 19,96 МВА

 

Прямой ход второй итерации окончен.

 

Обратный ход второй итерации.

 

U₁ = 115 кВ; U₂ = 110,64 кВ; U₃ = 109,81 кВ; U₄ = 105,74 кВ; U_4′ = 105,98 кВ;

U₅ = 108,79 кВ.

.

Напряжение в узле 2:

 

Напряжение в узле 5:

 

Напряжение в узле 4:

 

 

Напряжение в узле 3:

 

Напряжение в узле 4':

 

Наибольшая потеря напряжения в нормальном режиме

ΔU_нб = ΔU₁₅ + ΔU₄₅ + ΔU₄₃ = 6,22 + 2,83 + 3,82 = 12,87 кВ

Рассмотрим послеаварийные режимы.

При отключении линии 1 – 5  мощность в линии 1 – 3

S₁₃ = S₅ + S₄+ S₃ =40 + j 19,4 + 15 + j 7,3 + 20 + j 9,7= 75 + j 36,4 МВА

Мощность в линии 3 – 4   S₃₄ = 40 + j 19,4 + 15 + j 7,3 = 55 + j 26,7 МВА

Мощность в линии 4 – 5   S₄₅ = 40 + j 19,4 МВА

Определим потери напряжения в линиях 1 – 3,  3 – 4, 4 – 5, напряжения в узлах 3, 4, 5 и ΔU_нбав:

 

 

 

 

ΔU_15ав = 10,36 + 15,35 + 29,97 = 55,68 кВ

 

При отключении линии 1 – 3:

S₁₅ = S₅ + S₄+ S₃ =40 + j 19,4 + 15 + j 7,3 + 20 + j 9,7= 75 + j 36,4 МВА

S₄₅ = S₄+ S₃ = 15 + j 7,3 + 20 + j 9,7= 35 + j 17 МВА

S₃₄ = S₃ = 20 + j 9,7 МВА

 

 

 

 

ΔU_13ав = 8,7 + 22 + 6,93 = 37,63 кВ

Наибольшая потеря напряжения  в послеаварийном режиме имеет место  при отключении линии 1 – 5, т.е. ΔU_нб.ав = ΔU_15ав  = 55,68 кВ

ΔU_нб.ав % = 26,6

9. 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	0,09	1,57	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	2	11,56	11,99	-27,5	4	41	2,19	43,35	0
2	21	1,27	27,95	0	4	3	15,94	27,33	-17
1	5	5,08	17,01	-11,8	3	31	2,19	43,35	0
5	51	0,72	17,4	0	1	3	6,05	20,25	-14,1
5	4	44,51	46,18	-26,5

 

10. Выбор средств регулирования напряжения

 

Наименьшее значение напряжения имеется в узле 41 U₄ = 105,96 кВ.

      

Выбираем  отпайку - 2, тогда

Таким образом обеспечиваем необходимый уровень напряжения

во всех узлах:

Узел	21	31	41	51
Напряжение перед трансформатором, кВ	110,66	109,81	105,96	108,78
Отпайка	0	0	-2	-1
Напряжение у потребителя, кВ	6,09	6,04	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 59,32 кВ.

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

11. 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 – 59,32 = 50,18 кВ

 

Находим мощность компенсирующего  устройства (батареи конденсаторов)

          

 

В этом варианте развития сети для регулирования  напряжения в послеаварийном режиме требуются в 2 раза более мощные, а значит, во столько же раз более дорогие компенсирующие устройства, чем в варианте 2. Поэтому, с учетом того, что и по общим затратам вариант 2 оказался заметно дешевле остальных вариантов, окончательно выбираем второй вариант развития районной электросети.

 

Источники

1. Идельчик В. И. Электрические системы и сети: Учебник для вузов. - М.: Энергоатомиздат, 1989.-592 с.: ил.
2. Проектирование развития районной электрической сети: Задание и метод. указания по выполнению курсового проекта по дисциплине «Электрические сети и системы». 2-е изд., испр. и доп. Екатеринбург, 2002. – 39 с.
3. Правила устройства электроустановок / Минэнерго СССР.- 6-е изд., перераб. и доп.-М.:Энергоатомиздат,1987;