2.3.2 Проверка сети по потере напряжения в нормальном и

аварийном режимах.

При проверке по потере напряжения должно выполнятся условие :

.

Произведем проверку сети по потере напряжения до наиболее удаленных от

РЭС подстанциях в нормальном и аварийном режимах .

Проверку выполняем, учитывая только продольную составляющую вектора

падения напряжения.

(9)

где Р_{i ,}Q_i - активная и реактивная мощности, текущие по реактивному и активному сопротивлениям.

ΔU_{доп нр} =15 – 20 ٪U_ном ; ΔU_{доп ав} =20 – 25 ٪ U_ном

Для 110 кВ ΔU_{доп нр} = 16,5 – 22 кВ,

Для 220 кВ ΔU_{доп ав} = 33 – 44 кВ.

Вариант №1

ΔU₀₁ = кВ

ΔU₀₂ = кВ

ΔU₀₃ = кВ

ΔU₀₄ = кВ

ΔU₀₅ = кВ

Рассмотрим аварийный режим.

ΔU_{01 ав} = 2 ΔU_{01 нр} =1,8*2=3,6 кВ

ΔU_{02 ав} =2 ΔU_{02 нр} =2*4,67=9,34 кВ

ΔU_{03 ав} =2 ΔU_{03 нр} =2*3,12=6,24 кВ

ΔU_{04 ав} = 2 ΔU_{04 нр} =2*4,35=8,7 кВ

ΔU_{05 ав} =2 ΔU_{05 н} =2*2,32=4,64 кВ

Вариант с напряжением 220 кВ не проверяем так как потери напряжения будут меньше, чем при напряжении 110кВ.

Вариант №2

кВ

кВ

Рассмотрим аварийный режим при обрыве участка 0-3, 0-4.

Вариант №3

Проверка по потере напряжения в аварийном режиме при отключении участков 0-5, 0-2.

По напряжению 220 кВ не проверяем так как падение напряжения будет гораз-

до меньше, чем при напряжении 110 кВ.

Вариант №4

Проверка по потере напряжения в аварийном режиме при отключении участков 0-5, 0-3.

Вариант №5

Проверка по потере напряжения в аварийном режиме при отключении участков 0-1, 0-3.

По напряжению 220 кВ не проверяем так как падение напряжения будет гораз-

до меньше, чем при напряжении 110 кВ.

После проверки схем по потере напряжения прошли:

Вариант №1 на напряжение 110 и 220 кВ,

Вариант №2 на напряжение 220 кВ,

Вариант №3 на напряжение 220 кВ,

Вариант №4 на напряжение 220 кВ,

Вариант №5 на напряжение 110 и 220 кВ.

2.4 Выбор числа и мощности силовых трансформаторов

на потребительских подстанциях.

Выбор числа трансформаторов на подстанциях произведем в соответствии с

категориями электроприемников.

На всех подстанциях выбираем по два трансформатора. Выбор производим

по ГОСТ 14.209-85, для максимального суточного графика работы потребителей

подстанции.

Рис.17 Суточный график нагрузки.

S_ск можно принять за ориентировочную суммарную номинальную мощность

тр – ров подстанции.

Тогда ориентировочная номинальная мощность каждого из тр – ров будет:

(10)

где S_ni - максимальная мощность i – подстанции

S_ск -среднеквадратичная мощность графика нагрузки

n - число тр – ров на i – подстанции.

Значение S_ор определяется до ближайшего большего значения по шкале стан-

дартных номинальных мощностей силовых тр – ров .

S_ор1= (10,59*0,9)/2=4,77 мВА , принимаем два тр – ра мощностью по 6,3 мВА

каждый (2 х 6,3 мВА)

S_ор2= (21,19*0,9)/2=9,54 мВА , принимаем два тр – ра мощностью по 10 мВА

каждый (2 х 10 мВА)

S_ор3= (31,78*0,9)/2=14,3 мВА , принимаем два тр – ра мощностью по 16 мВА

каждый (2 х 16 мВА)

S_ор4= (42,38*0,9)/2=19,1 мВА , принимаем два тр – ра мощностью по 25 мВА

каждый (2 х 25 мВА)

S_ор5= (26,48*0,9)/2=11,92 мВА , принимаем два тр – ра мощностью по16 мВА

каждый (2 х 16 мВА)

На графике наносим значения суммарных номинальных мощностей тр – ров

каждой подстанции.

S_нт1= (6,3*2)/10,59=1,19

S_нт2= (10*2)/21,19=0,95

S_нт3= (16*2)/31,78=1,007

S_нт4= (25*2)/42,38=1,18

S_нт5= (16*2)/26,48=1,208

Проверка по допустимой статической перегрузки производится по условию:

S_нтi > S_нi

Из сравнения видно что с перегрузкой работают только тр – ры на подстанции

№2.

Определяется время ступеней лежащих выше линии S_нт, h=4 ч

Определяется коэф – т начальной загрузки К₁,

Определяется коэф – т перегрузки К₂,

1,05

Коэф – т допустимой перегрузки для Оренбургской области составляет:

К_2доп =1,404

Проверяем выполнение условия при систематической перегрузки:

К_2доп > К₂

1.404>10.05

Проверим работу тр – ров в аварийном режиме, при этом допустим, что на двух

тр – ных подстанциях в аварийном режиме работает один тр – р, а другой от-

ключен на 24 часа.

Определим коэф – т аварийной перегрузки для каждой подстанции:

=1,89

=1,79

=1,52

=1,49

Определим коэф – т аварийной перегрузки при h=24 часа, при t₁ =-20 ^°С,

К_{ав доп} =1,6, t₂ =-10 ^°С, К_{ав доп} =1,5.

где t₃ температура для Оренбуржья 13,4 ^°С

Чтобы тр – ры выдержали нагрузку, должно выполнятся условие:

К_ав<К_{ав доп}

Для подстанции №1 1,51<1.534,

Для подстанции №4 1,52<1.534,

Для подстанции №5 1,49<1.534,

Подстанции №2 и №3 испытывают перегрузки в аварийном режиме, следова –

тельно потребители подстанции №2 могут получить в аварийном режиме:

1,534S_нт2 = 1,534*10=15,34 мВА

Недостаток мощности составит

S_н2-1,534S_нт2=21,19-15,34=5,85 мВА или 27,6٪

Следовательно подстанцию №2 необходимо разгрузить в аварийном режиме

на 5,85 мВА за счет отключения потребителей 3 категории которые составляют

50٪ от общей мощности, это 10,595 мВА.

Потребители подстанции №3 могут получить в аварийном режиме мощность:

1,534S_нт3 =1,534*16=24,544 мВА

Недоотпуск мощности составит:

S_нт3 – 1,534 S_нт3 =31,78-24,544=7,236 мВА или 22,8٪

Следовательно подстанцию №3 необходимо разгрузить в аварийном режиме на

7,236 мВА за счет отключения потребителей 3 категории, которые составляют

20٪ или 6,356 мВА.

Так как S_нед>S₃ данный тр – р не может быть принят принимается тр – ры

(2 х 25 мВА) .

Таблица 6 Данные трансформаторов.

№ п/ст	Sнi мВА	число тр - ров	Тип тр - ра	Sнт мВА	Uн вн кВ	Uн нн кВ	ΔРхх кВт	ΔРкз кВт	Uкз ٪	Iхх ٪
110 кВ
1	10,59	2	ТМН	6,3	115	11	10	44	10,5	1
2	21,19	2	ТДН	10	115	11	14	58	10,5	0,9
3	31,78	2	ТРДН	25	115	10,5	25	120	10,5	0,65
4	42,38	2	ТРДН	25	115	10,5	25	120	10,5	0,65
5	26,28	2	ТДН	16	115	11	18	85	10,5	0,7
220 кВ
1	10,59	2	ТРДН	40	230	11	50	170	12	0,9
2	21,19	2	ТРДН	40	230	11	50	170	12	0,9
3	31,78	2	ТРДН	40	230	11	50	170	12	0,9
4	42,38	2	ТРДН	40	230	11	50	170	12	0,9
5	26,28	2	ТРДН	40	230	11	50	170	12	0,9

Таким образом силовые тр – ры подстанций выбраны и проверены на перегрузочную способность в соответствии с ГОСТ 14209 – 85 и ПУЭ.