3 Розрахунок післяаварійного режиму
На ділянці мережі ВП-Е відбулася аварія. В результаті чого ця ділянка виведена з ладу. Під дією автоматики АПВ спрацював вимикач на початку ЛЕП і вивів її з роботи. Коротке замикання в ЛЕП носить стійкий характер, тому ЛЕП залишається вимкненою. Це призвело до того, що один трансформатор на СПС Е втрачає напругу. На відсутність напруги реагує захист мінімальної напруги. Під його дією виключаються вимикачі в колі низької напруги трансформатора, що втратив напругу. Потім спрацьовує АВР і під його дією виключається секційний вимикач на боці низької напруги. Все навантаження лягає на один трансформатор підстанції. В результаті на ділянці, де відбулася аварія, мають місце наступні зміни: 1)в трансформаторі ПС Е у два рази збільшилися активні й реактивні опори; 2) зарядна потужність стала дорівнювати нулю; 3) втрати в міді збільшилися в два рази; 4) втрати в сталі зменшилася у два рази.
Розрахунок післяаварійного режиму виконується аналогічно викладеному в розділі 2. Результати приводяться у табл. 3.1 - 3.5 і на рисунках.
Таблиця 3.1 – Лінійні параметри режиму трансформаторних гілок і розрахункові навантаження вузлів, яких торкнулося КЗ
Назва Вузла |
Рн +jQн, МВА |
ДPмд + j ДQмд, МВА |
МВА |
МВА |
Мвар |
МВА |
Е |
20+j5,95 |
0,145+j2,857 |
20,145+j8,807 |
0.019+j0.112 |
j0,2645 |
20,164+j8,6545 |
ШСН |
|
|
|
|
j1,649 |
-j1,649 |
,
,
,
,
Таблиця 3.2 – Розрахунок потокорозподілу з урахуванням втрат після КЗ
Назва ділянки |
Назва вузла приєднання навантаження |
МВА |
МВА |
Ом |
МВА |
МВА |
Е’-В’ |
Е’ |
20,164+j8,6545 |
20,164+j8,6545 |
5.181+j7.079 |
0.205+j0.282 |
20.369+j8.937 |
В’-ШСН |
В’ |
22.124+j7.115 |
42.493+j16.05 |
3,089+j8,098 |
0.528+j1.376 |
43.021+j17.426 |
ШСН-О |
ШСН |
-j1,649 |
96.631+j13.522 |
0,344+j1,32 |
0.07+j0.26 |
96.701+j33.782 |
ШНН-О |
ШНН |
15+j5.2 |
15+j5.2 |
0,74+j51,58 |
0.0043+j0.248 |
15.004+j5.448 |
О-ШВН |
- |
- |
111.705+j39.23 |
0,344+j30,42 |
0.14+j8.06 |
111.845+j47.29 |
ШВН-ДЖ |
ШВН |
0.15-j6.435 |
111.995+j40.86 |
1,733+j12,416 |
0.51+j3.65 |
112.505+j44.51 |
,
,
,
,
,
Таблиця 3.3 – Визначення напруг у вузлах мережі після КЗ
Назва початкового вузла |
, кВ |
Назва ділянки |
, МВА |
, Ом |
, кВ |
, кВ |
Назва кінцевого вузла |
, кВ |
ДЖ |
241.5 |
ДЖ-ШВН |
112.505+j44.51 |
1,733+j12,416 |
3,096 |
5,47 |
ШВН |
238,47 |
ШВН |
238,47 |
ШВН-О |
111.845+j47.29 |
0,344+j30,42 |
6,194 |
14,199 |
О |
232,71 |
О |
232,71 |
О-ШНН |
15.004+j5.448 |
0,74+j51,58 |
1,26 |
3,31 |
ШНН |
231,47 |
О |
232,71 |
О-ШСН |
96.701+j33.782 |
0,344+j1,32 |
0,33 |
0,499 |
ШСН |
232,38 |
Розрахунок РПН автотрансформатора ВП у після аварійному режимі розраховується аналогічно, як і в розділі 2.
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.
Таблиця 3.4 – Визначення напруг у вузлах мережі внутрішнього електропостачання після КЗ
Назва початкового вузла |
, кВ |
Назва ділянки |
, МВА |
, Ом |
, кВ |
Назва кінцевого вузла |
, кВ |
ШСН |
119,81 |
ШСН-Аґ |
22,518+j7,612 |
2,574+j5,491 |
0.833 |
Аґ |
118,98 |
ШСН |
119,81 |
ШСН-Бґ |
12,839+j4,042 |
3,861+j8,237 |
0.692 |
Б’ |
119,12 |
Бґ |
119,12 |
Бґ-А” |
2,7221+j0,9672 |
4,459+j6,092 |
0.151 |
А” |
118,97 |
ШСН |
119,81 |
ШСН-Гґ |
18,253+j6,091 |
5,198+j5,445 |
1.069 |
Г’ |
118,74 |
ШСН |
119,81 |
ШСН-Вґ |
43.021+j17.426 |
3,089+j8,098 |
2.287 |
Bґ |
117,52 |
Вґ |
117,52 |
Вґ-Еґ |
20.369+j8.937 |
5,181+j7,079 |
1.436 |
E’ |
116,08 |
Гґ |
118,74 |
Гґ-Г |
18.059+j6.469 |
2.19+j43.35 |
2.695 |
Г |
116,05 |
A’ |
118,98 |
Аґ-А |
25.065+j8.42 |
1.27+j27.95 |
2.246 |
А |
116,73 |
Бґ |
119,12 |
Бґ-Б |
10.032+j3.368 |
3.975+j69.5 |
2.299 |
Б |
116,821 |
Еґ |
116,08 |
Еґ-Е |
20,145+j8,807 |
4.38+j86.7 |
7.338 |
Е |
108,74 |
Вґ |
117,52 |
Вґ-В |
22.086+j7.494 |
2.19+j43.35 |
3.176 |
В |
114,34 |
РПН ±9 1,78% - для всіх СПС
Таблиця 3.5 – Вибір відгалужень РПН на трансформаторах СПС після КЗ
Назва СПС |
кВ |
кВ |
кВ |
кВ |
|
|
кВ |
кВ |
% |
Г |
116,05 |
11 |
10,5 |
121,86 |
3,21 |
3 |
121,141 |
10,54 |
0,38 |
А |
116,73 |
6,3 |
6,3 |
116,73 |
0,85 |
1 |
117,047 |
6,28 |
0,32 |
Б |
116,821 |
6,6 |
6,3 |
122,68 |
3,6 |
4 |
123,188 |
6,26 |
0,63 |
Е |
108,74 |
11 |
10,5 |
113,92 |
-0,53 |
-1 |
112,953 |
10,59 |
0,857 |
В |
114,34 |
11 |
10.5 |
119,78 |
2,34 |
2 |
119,094 |
10,56 |
0,57 |
,
,
,
,
,
,