- •Пояснительная записка
- •1. Введение
- •2. Потребление и покрытие потребности в активной мощности
- •Потребление и покрытие потребности в реактивной мощности
- •3. Выбор схемы, номинального напряжения и основного электрооборудования линий и подстанций сети
- •3.1 Выбор схемы сети по протяженности и длине трассы
- •3.2 Проверка отобранных вариантов по допустимым потерям напряжения
- •Проверка варианта 1
- •Падение напряжения в аварийном режиме.
- •Проверка варианта 3
- •Падение напряжения в аварийном режиме.
- •Проверка варианта 4
- •4. Технико-экономическое сравнение вариантов
- •Вариант 1
- •Вариант 3
- •Вариант 4
- •5. Уточненный баланс реактивной мощности.
- •6. Расчет основных режимов работы сети и определение их параметров
- •Режим максимальных нагрузок
- •Расчет для линий
- •Послеаварийный режим
- •7. Регулирование напряжений
- •8. Технико-экономические показатели
5. Уточненный баланс реактивной мощности.
Уточняется баланс реактивной мощности, при необходимости заново выбирается мощность КУ по подстанциям. В отличие от предварительного выбора КУ, здесь следует вычислить генерацию реактивной мощности линиями электропередачи и потери её в линиях, точнее рассчитать потери реактивной мощности в трансформаторах.
+QС+Qку= +QЛ+QТР
Определим потери Р и Q в линиях и трансформаторах.
На ПС 1 установлено два трансформатора ТРДН-40000/110.
Sном=40 МВА, UВН=115 кВ, UНН=10,5 кВ,
Рхх=36 кВт, Рк=172 кВт, uкВН-НН=10,5%, Iх=0,65%.
Рст1=72 кВт, Qст1= квар.
Рм1=65,54 кВт, Qм1= = 1600,47 квар.
=Рст1+Рм1+Qст1+Qм1=0,137+j 2,12МВА.
На ПС 2 установлено два трансформатора ТРДН-25000/110.
Sном=25 МВА, UВН=115 кВ, UНН=10,5кВ,
Рхх=27 кВт, Рк=120 кВт, uкВН-НН=10,5%, Iх=0,7%.
Рст2=54 кВт, Qст2= квар.
Рм2=90,42 кВт, Qм2= = 1978 квар.
=Рст2+Рм2+Qст2+Qм2=0,144+j 2,328 МВА.
На ПС 3 установлено два трансформатора ТРДН-40000/110.
Sном=40 МВА, UВН=115 кВ, UНН=10,5 кВ,
Рхх=36 кВт, Рк=172 кВт, uкВН-НН=10,5%, Iх=0,65%.
Рст3=72 кВт, Qст3= квар.
Рм3=73,74 кВт, Qм3= = 1800 квар.
=Рст3+Рм3+Qст3+Qм3=0,146+j 2,32 МВА.
На ПС 4 установлено два трансформатора ТДН-16000/110.
Sном=16 МВА, UВН=115 кВ, UНН=11 кВ,
Рхх=19 кВт, Рк=85 кВт, uкВН-НН=10,5%, Iх=0,7%.
Рст4=38 кВт, Qст4= 224квар.
Рм4=74,4 кВт, Qм4= = 1470 квар.
=Рст4+Рм4+Qст4+Qм4=0,112+j 1,694 МВА.
На ПС 5 установлено два трансформатора ТДН-16000/110.
Sном=16 МВА, UВН=115 кВ, UНН=11 кВ,
Рхх=19 кВт, Рк=85 кВт, uкВН-НН=10,5%, Iх=0,7%.
Рст5=38 кВт, Qст5= 224квар.
Рм5=53,73 кВт, Qм4= = 1062 квар.
=Рст5+Рм5+Qст5+Qм5=0,092+j 1,286 МВА.
Участок РЭС-1
Провод АС-240/32, l=43 км, RЛ=2,537 Ом, ХЛ=8,7 Ом, В0=2,80810-6 См/км.
РРЭС-1=2,21 МВт.
QЛ РЭС-1= = =7,576 Мвар.
QС РЭС-1= В0ln=11022,80810-6432=2,922 Мвар.
Участок 1-3.
Провод АС-185/29, l=29 км, RЛ=2,305 Ом, ХЛ=5,988 Ом, В0=2,74710-6 См/км.
Р1-3=0,87МВт.
QЛ 1-3= = =2,27 Мвар.
QС 1-3= В0ln=11022,74710-6292=1,928 Мвар.
Участок 2-3.
Провод АС-95/16, l=22 км, RЛ=3,311 Ом, ХЛ=4,774 Ом, В0=2,61110-6 См/км.
Р2-3=0,257 МВт.
QЛ 2-3= = =0,372 Мвар.
QС 2-3= В0ln=11022,61110-6222=1,39 Мвар.
Участок РЭС-4.
Провод АС-95/16, l=58 км, RЛ=8,729 Ом, ХЛ=12,586 Ом, В0=2,61110-6 См/км.
Рр-4=1,106 МВт.
QЛ р-4= = =1,595 Мвар.
QС р-4= В0ln=11022,61110-6582=3,665 Мвар.
Участок 4-5.
Провод АС-70/11, l=37 км, RЛ=7,918 Ом, ХЛ=8,214 Ом, В0=2,54710-6 См/км.
Р4-5=0,21 МВт.
QЛ 4-5= = =0,22 Мвар.
QС 4-5= В0ln=11022,54710-6372=2,28 Мвар.
Сумарные потери в линиях и трансформаторах:
РТР= =0,137+0,144+0,146+0,112+0,092=0,631 МВт.
РЛ=4,653 МВт.
QТР= =2,12+2,328+2,32+1,694+1,286=9,748 Мвар.
QЛ=7,576+2,27+0,372+1,595+0,22=12,033 Мвар.
QС=2,922+1,928+1,39+3,665+2,28=12,185 Мвар.
Рген= +РТР+РЛ=134+0,631+4,653=139,284 МВт.
Qген=Ргенtg ген=139,284 0,59=82,646 Мвар.
=92,887 Мвар.
Qку= +QЛ+QТР-Qген-QС=92,887+12,033+9,748-82,646-12,185=19,837 Мвар.
=0,545.
Определим мощность компенсирующих устройств для каждой подстанции:
Qку1=Рнагр1(tgнагр- tgБ)= 33(0,75 - 0,545)=6,785 Мвар,
Qку2=Рнагр2(tgнагр- tgБ)= 29(0,67 - 0,545)=3,645 Мвар,
Qку3=Рнагр3(tgнагр- tgБ)= 35(0,75 - 0,545)=7,175 Мвар,
Qку4=Рнагр4(tgнагр- tgБ)= 20(0,599 - 0,545)=0,964 Мвар,
Qку5=Рнагр5(tgнагр- tgБ)= 17(0,619 - 0,545)=1,268 Мвар.
Проверка вычисления реактивной мощности компенсирующих устройств:
Qку= Qку1+ Qку2+ Qку3+ Qку4+ Qку5=6,785+3,645+7,175+0,964+1,268=19,837 Мвар.
Реактивная мощность каждой подстанции после компенсации:
Q1=Qнагр1 – Qку1= 24,75 – 6,785 = 17,965 Мвар,
Q2=Qнагр2 – Qку2= 19,49 – 3,645= 15,845 Мвар,
Q3=Qнагр3 – Qку3= 26,25 – 7,175= 19,075 Мвар,
Q4=Qнагр4 – Qку4= 11,867 – 0,964= 10,903 Мвар,
Q5=Qнагр5 – Qку5= 10,53 – 1,268= 9,262 Мвар.
Мощности каждой подстанции:
=(33+j 17,965) МВА, Sн1=37,57 МВА,
=(29+j 15,845) МВА, Sн2=33,05 МВА,
=(35+j 19,075) МВА, Sн3=39,86 МВА,
=(20+j 10,903) МВА, Sн4=22,78 МВА,
=(17+j 9,262) МВА, Sн5=19,36 МВА.
Определим суммарную полную мощность подстанций: