4. Расчет нормальных режимов фидеров в сетях 10 кв заречья

В АК «Якутскэнерго» расчеты нормальных режимов проводятся только для сетей напряжением не ниже 35 кВ. А основные потери мощности и электроэнергии имеют место в сетях 6-10 кВ. Поэтому в данной работе будут приведены расчеты фидеров на 10 кВ Заречного энергорайна. Точно также, в ближайшем будущем будут рассчитаны все остальные фидера на 35 и 6 кВ. Но их не так много, как фидеров на 10 кВ.

4.1. Исходные данные

Для расчета нам необходимы напряжения и нагрузки подстанций, которые мы возьмём из программы расчета нормального режима Центральных электрических сетей.

Таблица 4.1

Подстанции Заречного энергорайона с шинами на 10 кВ

Подстанции на 10 кВ:	№ узла	Нагрузка, (МВА)	Напряжение на шине 10 кВ, при подаче напряжения на ГРЭСе, (кВ)
Подстанции на 10 кВ:	№ узла	Нагрузка, (МВА)	118 кВ	121 кВ	126 кВ
ПС Павловск	320	(1 – 0,4i)	10,144	10,708	11,542
ПС Павловск	321	(0 - 0i)	10,462	11,009	11,82
ПС Жемкон	325	(0,7 – 0,3i)	8,587	9,278	10,261
ПС Жемкон	326	(1,5 – 0,3i)	8,631	9,321	10,303
ПС Дюпся	327	(0,6 – 0,2i)	9,982	10,549	11,395
ПС Дюпся	328	(0,5 – 0,2i)	10,007	10,572	11,416
ПС Балыктах	329	(0 - 0i)	10,137	10,695	11,53
ПС Балыктах	330	(0,7 – 0,3i)	9,736	10,318	11,184
ПС Хаптагай	331	(0,5 – 0,3i)	9,878	10,462	11,321
ПС Рассолода	332	(0,2 – 0,03i)	9,81	10,406	11,276
ПС Кэптэни	334	(0,7 – 0,4i)	10,267	10,815	11,636
ПС Кэптэни	335	(0 - 0i)	10,718	11,242	12,033

Продолжение табл. 4.1

Подстанции на 10 кВ:	№ узла	Нагрузка	Напряжение на шине 10 кВ, при подаче напряжения на ГРЭСе, равного
Подстанции на 10 кВ:	№ узла	Нагрузка	118 кВ	121 кВ	126 кВ
ПС Харыялах	336	(0 - 0i)	10,051	10,615	11,456
ПС Харыялах	337	(0,7 – 0,2i)	9,727	10,31	11,395
ПС Майя	339	(2,6 – 1,4i)	11,104	11,591	12,332
ПС Майя	340	(2,5 – 1,4i)	11,107	11,594	12,335
ПС Хоробут	341	(0,8 – 0,3i)	9,967	10,538	11,383
ПС Табага-заречье	342	(1 – 0,5i)	9,559	10,157	11,036
ПС Табага-заречье	343	(0,2 – 0,1i)	11,158	11,652	12,4
ПС Бютейдях	344	(0,7 – 0,2i)	9,395	10,006	10,898
ПС Бютейдях	345	(0,6 – 0,4i)	9,256	9,875	10,779
ПС Бэрия	347	(0 - 0i)	10,722	11,25	12,043
ПС Бэрия	348	(0,5 – 0,3i)	10,395	10,939	11,754
ПС Танда	349	(0,5 – 0,4i)	10,439	10,981	11,793
ПС Танда	350	(0 - 0i)	10,837	11,359	12,144
ПС Техтюр	353	(0,8 – 0,5i)	10,487	11,025	11,827
ПС Борогонцы	355	(1,1 – 0,5i)	10,178	10,629	11,313
ПС Борогонцы	356	(3,3 – 0,7i)	10,04	10,503	11,203
ПС Матта	363	(0,3 – 0,1i)	10,44	10,994	11,814
ПС Тюнгюлю	365	(0,8 – 0,2i)	10,302	10,868	11,699
ПС Тюнгюлю	366	(0,8 – 0,5i)	10,072	10,651	11,499
ПС Сырдах	369	(0,9 – 0,3i)	10,588	11,128	11,934
ПС Чеппара	371	(0,3 – 0,2i)	10,572	11,139	11,962
ПС Чеппара	372	(0 - 0i)	10,906	11,456	12,257
ПС Маралай	373	(0,5 – 0,3i)	10,671	11,235	12,053
ПС Маралай	374	(0 - 0i)	10,989	11,537	12,334
ПС Килэнки	375	(0,4 – 0,2i)	11,102	11,658	12,457
ПС Усун-Кель	376	(0,2 – 0,05i)	11,208	11,759	12,552
ПС Арылах	377	(0,5 – 0,2i)	10,693	11,374	12,255
ПС Арылах	378	(0 - 0i)	10,94	11,606	12,47
ПС Диринг	379	(0 - 0i)	10,982	11,645	12,506
ПС Диринг	380	(0,5 – 0,2i)	10,735	11,413	12,291

Продолжение табл. 4.1

Подстанции на 10 кВ:	№ узла	Нагрузка	Напряжение на шине 10 кВ, при подаче напряжения на ГРЭСе, равного
Подстанции на 10 кВ:	№ узла	Нагрузка	118 кВ	121 кВ	126 кВ
ПС Мындагай	382	(0 - 0i)	9,651	10,599	11,646
ПС Мындагай	383	(0,5 – 0,2i)	9,367	10,343	11,414
ПС Сулгача	384	(0 - 0i)	9,799	10,732	11,765
ПС Сулгача	385	(0,2 – 0,1i)	9,675	10,619	11,662
ПС Мырыла	386	(0,4 – 0,1i)	9,465	10,431	11,494
ПС Мырыла	387	(0 - 0i)	9,569	10,525	11,579
ПС Михайловка	388	(0,4 – 0,2i)	8,235	9,446	10,66
ПС Кыйы	389	(0,2 – 0,1i)	10,022	10,875	11,86
ПС Усть-Татта	390	(0,4 – 0,3i)	10,446	11,082	11,964
ПС Абага	391	(0,5 – 0,2i)	7,228	8,644	9,982
ПС Бетюнь	392	(0,4 – 0,2i)	6,841	8,339	9,724
ПС Амга	393	(0 - 0i)	6,983	8,505	9,911
ПС Амга	394	(2,0 – 1,1i)	6,981	8,503	9,909
ПС Покровка	422	(0 - 0i)	6,621	8,193	9,619
ПС Покровка	395	(0,3 – 0,1i)	6,23	7,89	9,367
ПС Бологур	396	(0 - 0i)	6,418	8,037	9,49
ПС Бологур	397	(0,5 – 0,3i)	5,818	7,584	9,116
ПС Черкех	399	(0,3 – 0,1i)	10,032	10,685	11,032
ПС Мегино-Алдан	400	(0,4 – 0,2i)	10,801	11,416	12,271
ПС Уолба	401	(0,2 – 0,07i)	11,05	11,65	12,487
ПС Уолба	402	(0 - 0i)	10,058	11,023	11,97
ПС Харбалах	403	(0,5 – 0,3i)	10,922	11,526	12,367
ПС Харбалах	410	(0,5 – 0,3i)	10,058	10,975	11,687
ПС Лыппыария	404	(0,7 – 0,4i)	10,763	11,375	12,227
ПС Крест-Хальджай	408	(0,7 – 0,4i)	10,392	11,026	11,916
ПС Крест-Хальджай	409	(0,5 – 0,2i)	10,588	11,21	12,085
ПС Чурапча	305	(2,7 – 0,7i)	10,506	10,993	11,693
ПС Чурапча	306	(0 - 0i)	10,394	10,944	11,682
ПС Ытык-Кюель	318	(0 - 0i)	11,344	11,922	12,731
ПС Ытык-Кюель	310	(2,9 – 1,6i)	10,209	10,742	11,487

Как видно из табл.4.1, особо неблагоприятными районами являются подстанции: ПС «Жемкон», ПС «Бютейдях», ПС «Мындагай», ПС «Мырыла», ПС «Михайловка», ПС «Абага», ПС «Бетюнь», ПС «Амга», ПС «Покровка», ПС «Бологур». Самым проблемным районом является Амгинская РЭС. Это объясняется большой удаленностью расположения от Якутской ГРЭС (более 600 км). На Томпонской РЭС, которая находится еще дальше, не такое плачевное состояние, так как обеспечивается двухсторонее питание: от Якутской ГРЭС и Хандыгской ДЭС.

Чтобы повысить уровни напряжения, как уже говорилось выше, можно компенсировать реактивную мощность на этих подстанциях. Это мероприятие не требует больших материальных затрат и должно проводиться в первую очередь /9/.

По ходу расчетов нормальных режимов будет проводиться компенсация реактивной мощности комплектными компенсирующими устройствами ККУ (рис.4.1) напряжением 380 В и мощностью 300 кВАр /9/.

Удельная стоимость конденсаторов высокого напряжения меньше удельной стоимости конденсаторов низкого напряжения, но конденсаторы низкого напряжения проще и надежнее в эксплуатации. Комплектные конденсаторные установки имеют встроенное разрядное сопротивление R для снятия остаточного напряжения при отключении ККУ от сети. Иногда в качестве разрядного сопротивления применяют два однофазных трансформатора напряжения или лампы накаливания /1/.