2 Розрахунок режиму максимальних навантажень

2.1 Складання розрахункових схем

Розрахунок режиму роботи електричної мережі виконується за розрахунко-вою схемою. Для її одержання необхідно виконати ряд перетворень принципової схеми мережі, яка була спроектована в розділі 1.

Спочатку вихідна схема приводиться в однолінійному виконанні на рисунку аналогічному рис. 2.1.

Рисунок 2.1. – Вихідна схема

Розрахуємо втрати потужності трансформаторів споживчих підстанцій. Втрати потужності в сталі розраховуються за формулами:

.

А втрати потужності в міді обчислюємо за каталожними даними трансформатора

.

У цих формулах потужність навантаження і коефіцієнти завантаження беруться після встановлення КП з табл. 1.22 та 1.23.

Величини активних і реактивних опорів трансформаторів розрахуємо за формулами:

.

Оскільки на підстанціях встановлено два трансформатора, то визначаються еквівалентні значення їх опорів

Результати розрахунку втрат потужності в трансформаторах і значень їх еквівалентних опорів приводяться в табл. 2.1.

Таблиця 2.1 – Розрахунок втрат потужності в трансформаторах

Назва вузла	Тип транс-форматора		, МВА	, МВА		, МВт	, МВт
1	2	3	4	5	6	7	8
Г	ТДН-16000/110	2	16	21,061	0.658	0.019	0.085
А	ТДН-16000/110		16	20,939	0.654	0.019	0.085
Б	ТДН-10000/110		10	15,604	0.780	0.014	0.06
Е	ТДН-10000/110		10	15,632	0.782	0.014	0.06
В	ТДН-10000/110		10	10,432	0.522	0.014	0.06

Продовження табл. 2.1

Назва вузла	, %	, %	, Ом	, Ом	, МВт	, МВт	, Мвар	, Мвар
9	10	11	12	13	14	15	16	17
Г	0.7	10.5	2,009	39,703	0.038	0,0736	0,224	1,455
А	0.7	10.5	2,009	39,703	0.038	0.0736	0,224	1,439
Б	0.7	10.5	3,63	63,53	0.028	0,0733	0,14	1,278
Е	0.7	10.5	3,63	63,53	0.028	0.0733	0,14	1,283
В	0.7	10.5	3,63	63.53	0.028	0.0326	0.14	0,571

Для автотрансформаторів ВП втрати в сталі визначаються так само, як і для двообмоткових трансформаторів. Активні опори обмоток розраховуються за формулою, викладеною вище, з урахуванням знайдених значень втрат активної потужності в режимі короткого замикання в кожній обмотці ( ). Значення останніх визначаються за паспортними даними з урахуванням співвідношення номінальних потужностей обмоток. Для автотрансформаторів  100% / 100% / % ( коефіцієнт вигідності).

Щоб розрахувати значення реактивних опорів обмоток автотрансформаторів ВП, визначають значення напруг короткого замикання кожної обмотки ( ) за паспортними значеннями спільних значень напруг короткого замикання

а потім використовують формулу вище. При розрахунку активних і реактивних опорів враховується кількість автотрансформаторів, встановлених на ВП. Результати розрахунку втрат потужності в сталі і значення опорів обмоток автотрансформаторів ВП приводяться в табл. 2.2.

Таблиця 2.2 – Параметри автотрансформаторів ВП

Назва вузла	Тип трансформатора	, МВА		, МВт	,%	, МВт	, Мвар	, МВт
1	2	3	4	5	6	7	8	9
Д (ВП)	АТДЦТН-100000/220/110	100	2	0.075	0.5	0.15	1	0,26

Продовження табл. 2.2

Назва вузла	Ом	Ом	%	%	%	%	%	%	Ом	Ом	Ом
10	11	12	13	14	15	16	17	18	19	20	21
Д (ВП)	0,344	0,74	31	11	19	11,5	0,5	19,5	30,42	1,32	51,58

Значення еквівалентних опорів ЛЕП обчислюються за питомими значеннями активного й індуктивного опорів [1, 4] або вибираються з даних табл. 1.10:

Досліджувальна мережа з . Тому для визначення розрахункового навантаження вузлів обчислюється зарядна потужність ЛЕП:

.

де питома ємнісна провідність ЛЕП [1, 4].

Результати розрахунку параметрів ЛЕП приводяться в табл. 2.3.

Таблиця 2.3 – Визначення параметрів ЛЕП

Назва ділянки	Марка Проводу	, Км		, Ом/км	, Ом/км	, 10-6 См/км	,Ом	, Ом	, Мвар
ДЖ-Д	АС-240/32	106,1	2	0,06	0.43	2,66	3,183	22,812	27,319
Д-Г	АС-95/16	18,14	2	0.314	0.429	2.65	2,848	3,891	1,163
Д-А	АС-150/24	25,08	1	0.195	0.416	2.74	4,891	10,345	0,832
А-Б	АС-70/11	27,63	1	0,42	0.44	2.55	11,606	12,158	0,853
Б-Д	АС-120/19	28,63	1	0,249	0.423	2.71	7,113	12,111	0,939
Д-Е	АС-95/16	18,25	1	0,314	0.429	2.65	5,732	7,831	0,585
Е-В	АС-70/11	22,97	1	0,42	0.44	2.55	9,647	10,106	0,709
В-Д	АС-95/16	13,36	1	0,314	0,429	2,65	4,195	5,532	0,428

Лінійні параметри режиму трансформаторних гілок двообмоткових транс-форматорів СПС враховують втрати активної і реактивної потужностей у міді трансформаторів і визначаються за наступною формулою:

а зарядні потужності вузлів обчислюються з урахуванням зарядних потужностей усіх ЛЕП, що примикають до вузла, який розглядається:

Потім визначаються розрахункові навантаження вузлів. Для споживчих ПС вони визначаються з урахуванням втрат активної і реактивної потужностей у сталі трансформаторів і зарядних потужностей вузла:

Для знижувальної ВП визначаються розрахункові навантаження на шинах вищої і середньої напруги:

 на ШВН

 на ШСН

Розрахункове навантаження на шинах нижчої напруги ВП дорівнює потуж-ності навантаження вузла, сполученого з ВП, після встановлення КП. Результати розрахунку приводяться в табл. 2.4.

Таблиця 2.4 – Лінійні параметри режиму трансформаторних гілок і розрахункові навантаження вузлів

Назва вузла	Рн +jQн, МВА	ДPмд + j ДQмд, МВА	, МВА	, МВА	, Мвар	, МВА
Г	20+j6,6	0,0736+j1,455	20,074+j13,455	0.038+j0,224	j0.582	20,112+j13,098
А	20+j6,2	0.0728+j1,439	20,073+j7,639	0.038+j0,224	j0.842	20,111+j7,021
Б	15+j4,3	0,0730+j1,278	15,073+j5,578	0.028+j0,14	j0.896	15,101+j4,823
Е	15+j4,4	0.0733+j1,283	15,073+j5,683	0.028+j0.14	j0.647	15,101+j5,176
В	10+j2,97	0.0326+j0,571	10,033+j3,541	0.028+j0.14	j0.569	10.061+j3,113
Д (ВП): ШВН				0.15+j1	J100,427	100,427-j43,774
ШСН					J 1,818	-j1,818
ШНН	15+j5,2					15+j5,2

За результатами табл. 2.4 будуємо дві наступні схеми: проміжну (рис.2.2) і розрахункову (рис. 2.3).

2.2 Розрахунок попереднього потокорозподілу в кільцевій мережі

Розрахунок виконується для відшукання точки розділу потужності аналогіч-но викладеному в п. 1.5. Потужності головних ділянок у кільцевих мережах визначається не за довжиною ліній, а за сполученими комплексами опорів ділянок ЛЕП:

Правильність розрахунку також підтверджується перевіркою балансу потуж-ностей:

Розраховані значення потужностей приводяться на відповідних рисунках.

Для першої групи споживачів потужність головних ділянок:

Превіримо баланс потужності:

22,4+j7.36+12.85+j3.73=25.119+j8.323+10.06+j2.952;

35.25+j11.09=35.179+j11.275.

Для другої групи споживачів потужність головних ділянок:

Баланс потужності:

25.1+j8.2+17.08+j6.22=20.11+j7.16+22.124+j7.115;

42.18+j14.42=42.234+j14.275.

S_EB=S_гол.1-S_{р Е}=25.1+j8.2-20.11-j7.16=4.99+j1.04(МВА).

2.3 Визначення потоків потужності з урахуванням втрат

Розрахунок режиму роботи мережі виконується від кінцевих точок мережі. Для магістральної ділянки мережі розрахунок режиму виконується за наступним алгоритмом:

- визначається потужність наприкінці останньої N-ої ділянки

де розрахункове навантаження останнього N-го вузла.

- обчислюються втрати потужності на останній N-їй ділянці

- розраховується потужність на початку N-ої ділянки

- за першим законом Кірхгофа, складеному для вузла (N-1) визначається значення потужності наприкінці ділянки (N-1)

Далі пункти повторюються доти, поки не буде знайдена потужність на початку першої ділянки.

Замкнена ділянка мережі розрізається у точці розділу активної потужності на дві магістральні ділянки. Далі в отриманих магістральних ділянках виконується розрахунок потоків потужностей з урахуванням втрат згідно з алгоритмом.

Розрахункове навантаження на боці нижчої напруги автотрансформатора ВП дорівнює потужності вузла навантаження, сполученого з ВП (після встановлення КП); на стороні середньої напруги при напрузі 110 кВ – сумі половин зарядних потужностей ЛЕП, що живляються від шин (див. таблицю. 2.4).

Результати розрахунку заносяться в табл. 2.5.

Таблиця 2.5 – Розрахунок потокорозподілу з урахуванням втрат

Назва ділянки	Назва вузла приєднання Навантаження	, МВА	, МВА	, Ом	, МВА	, МВА
А’-ШСН	А’	19,504+j7,273	19,504+j7,273	4,891+j10,435	0,175+j0,374	19,679+j7,647
А”-Б’	А”	0,606-j0252	0,606-j0,252	11,606+j12,158	0,0004+j0,00043	0,607-j0,252
Б’-ШСН	Б’	15,101+j4,823	15,707+j4,570	7,129+j12,111	0,158+j0,268	15,865+j4,838
Г’-ШСН	Г’	20,112+j13,098	20,112+j13,098	2,848+j3,891	0,136+j0,185	20,247+j13,283
В’-Е’	В’	-2,495-j0,769	-2,495-j0,769	9,647+j10,106	0,00543+j0,0057	-2,489-j7,637
Е’-ШСН	Е’	15,101+j5,176	12,607+j4,406	5,732+j7,831	0,0845+j0,115	12,691+j4,522
В”-ШСН	В”	8,881+j3,683	8,881+j3,683	4,195+j5,732	0,0325+j0,0438	8,913+j3,727
ШСН-О	ШСН	0	0	0	0	0
ШНН-О	ШНН	j43,774	j43,774	0	0	0
О-ШВН	-	0	0	0	0	0
ШВН-ДЖ	ШВН	0	0	3,183+j22,812	3,844+j27,547	23,348+j34,820

На підставі даних табл. 2.5 складаємо остаточну розрахункову схему .

2.4Визначення напруги у вузлах електричної мережі

Розрахунок виробляється за відомими потужностями і напругою на початку кожної ділянки. Початковою точкою розрахунку є шини джерела живлення. Величина напруги на ДЖ приймається відповідно до принципу зустрічного регулювання рівною:

де найменша вища номінальна напруга трансформаторів, що живляться від ЛЕП ДЖ-ВП або від шин ВН вузлової підстанції.

Розрахунок виконується за наступним алгоритмом (поперечна складова па-діння напруги визначається тільки у зовнішній мережі, тому що ):

- визначається напруга на початку першої ділянки

- розраховуються поздовжня і поперечна складові падіння напруги на ділянці

- розраховується напруга наприкінці ділянки

- визначається напруга на початку наступної ділянки

Розрахунок повторюється доти, поки не будуть знайдені напруги в кожному кінцевому вузлі мережі.

Цей же алгоритм використовується для розрахунку втрати напруги в трансформаторах СПС за значеннями потужностей (див. табл. 2.4) і опорів трансформаторів (табл. 2.1). У результаті визначаються напруги на стороні низької напруги трансформаторів, які є приведеними до вищої напруги.

При розрахунку напруги варто враховувати статус вузлової підстанції. ВП є знижувальною. В цьому випадку автотрансформаторами ВП виконується додаткове регулювання напруги для споживачів мережі, що живляться від шин середньої напруги. Тому розрахунок виконується спочатку в системі зовнішнього електропостачання (табл. 2.6).

Таблиця 2.6 – Визначення напруг у вузлах мережі

Назва початк. Вузла	,кВ	Назва ділянки	,МВА	,Ом	, кВ	, кВ	Назва кінцевого вузла	,кВ
ДЖ	241.5	ДЖ-ШВН	111,777+j41,485	1,733+j12,416	2,93	5,45	ШВН	238,63
ШВН	238,63	ШВН-О	111,129+j44,378	0,344+j30,42	5,82	14,1	О	233,24
О	233,24	О-ШНН	15,004+j5,448	0,74+j51,58	1,25	3,3	ШНН	232,01
О	233,24	О-ШСН	96,043+j31,069	0,344+j1,32	0,32	0,5	ШСН	232,92

Розрахунок РПН автотрансформатора ВП ведеться наступним чином:

РПН ±6Ч2%

- бажаний рівень напруги в мережі, що живиться від ШСН

- напруга відгалуження РПН

- напруга ступеня регулювання

- необхідний номер відгалуження

Таким чином, близький стандартний номер відгалуження .

- напруга прийнятого стандартного відгалуження

- фактична напруга на ШСН автотрансформатора ВП

Вважається, що розрахунок виконаний правильно, якщо виконується умова

,

.

Подальший розрахунок напруг у внутрішній мережі такий, як і для зовнішньої. Але напруга на початку ділянок, що відходять від шин середньої напруги автотрансформатора ВП, дорівнює фактичні напрузі кВ. Результат розрахунку зведен до табл. 2.7.

Таблиця 2.7–Визначення напруг у вузлах мережі внутрішнього електропостачання

Назва Початкового вузла	,кВ	Назва ділянки	,МВА	,Ом	, кВ	Назва кінцевого вузла	,кВ
ШСН	120,08	ШСН-Аґ	22,518+j7,612	2,574+j5,491	0.83	Аґ	119,25
ШСН	120,08	ШСН-Бґ	12,839+j4,042	3,861+j8,237	0.69	Б	119,39
Бґ	119,39	Бґ-А”	2,7221+j0,9672	4,459+j6,092	0.15	А”	119,24
ШСН	120,08	ШСН-Гґ	18,253+j6,091	5,198+j5,445	1.07	Г’	119,01
ШСН	120,08	ШСН-Еґ	25,2+j8,448	1,544+j4,049	0.609	Еґ	119,471
Еґ	119,471	Еґ-Вґ	5.001+j1,055	5,181+j7,079	0.28	В’	119,191
ШСН	120,08	ШСН-В”	17,165+j6,441	3,089+j8,098	0.876	B”	119,204
Гґ	119,01	Гґ-Г	18.059+j6.469	2.19+j43.35	2.69	Г	116,32
A’	119,25	Аґ-А	25.065+j8.42	1.27+j27.95	2.24	А	117,01
Бґ	119,39	Бґ-Б	10.032+j3.368	3.975+j69.5	2.29	Б	117,1
Еґ	119,471	Еґ-Е	20.072+j7.37	2.19+j43.35	3.042	Е	116,429
Вґ	119,191	Вґ-В	22.086+j7.494	2.19+j43.35	3.13	В	116,061

2.5Регулювання напруги на підстанціях споживачів

Регулювання напруги трансформаторами СПС виконується відповідно до закону зустрічного регулювання. Розрахунок пристроїв РПН двообмоткових трансформаторів аналогічний, викладеному вище. Результати вибору відгалужень приводиться в табл. 2.8 (РПН ±9 1,78 - для всіх СПС).

Таблиця 2.8 – Вибір відгалужень РПН на трансформаторах СПС

Назва СПС	, кВ	кВ	, кВ	, кВ			, кВ	, кВ	, %
Г	116,32	11	10,5	121,86	3,35	3	121,141	10,56	0,57
А	117,01	6,3	6,3	117,01	0,98	1	117,047	6,298	0,032
Б	117,1	6,6	6,3	122,68	3,75	4	123,188	6,27	0,476
Е	116,429	11	10,5	121,97	3,4	3	121,141	10,57	0,67
В	116,061	11	10.5	121,59	3,22	3	121,141	10,54	0,38