Смекни!
smekni.com

Реконструкция подстанции 110/35 кВ (стр. 2 из 15)

где

− сечение алюминиевой части провода, мм2;
− сечение стальной части провода, мм2.

Полное сопротивление линии, Ом

Активной проводимостью пренебрежем, так как номинальное напряжение линии менее 220 кВ.

Реактивная проводимость линии, мкСм

Исходные параметры линий приведены в таблице 2.


Таблица 2 − Исходные параметры линий

Номера граничных узлов Номинальное напряжение, кВ Длина линии, км Марка провода Погонное сопротивление, Ом/км
1-2 220 221,0 АС 300/39 0,098+j0,429
2-3 70,3
14-15 220 73,9 АС 240/35 0,120+j0,405
14-16 143,0
6-7 110 87,0 АС 300/39 0,098+j0,429
7-8 26,5
8-9 108,8 АС 240/35 0,120+j0,405
9-10 4,87
10-11 5,9
17-18 17,8

Расчетные параметры линий приведены в таблице 2.1.

Таблица 2.1− Расчетные параметры линий

Номера граничных узлов Полное эквивалентное сопротивление линии, Ом Реактивная проводимость, мкСм
1-2 21,66+j94,88 583,0
2-3 6,89+ j30,14 186,0
6-7 8,53+ j37,32 230,0
7-8 2,6+ j44,1 70,0
8-9 13,75+j44,1 303,9
9-10 0,306+ j1,03 28,7
14-15 17,16+ j57,92 401,8
14-16 8,87+ j29,93 207,7
17-18 2,14+j4,54 29,16

2.3Параметры схемы замещения трансформаторов

Так как на подстанции «Городская» 110/35/10 осуществляется реконструкция то в связи с увеличением нагрузки нужно заменить трансформаторы на более мощные. Полная мощность, предаваемая в режиме максимальных нагрузок,

составляет 25,0 МВ·А

где

– мощность трансформатора, МВ·А;

– коэффициент загрузки, равный 0,7.

Тогда мощность трансформатора составит, МВ·А

По справочным материалам выбираем 2 трансформатора ТРДН-25000/110.

Определим коэффициент загрузки, %

где

– число трансформаторов.

Коэффициент загрузки не должен превышать величины 60–70 %; в рассмотренном случае это условие выполняется.

Определим коэффициент аварийной перегрузки, %

Коэффициент аварийной перегрузки не должен превышать величины 130–140 %; в рассмотренном случае это условие выполняется.

2.3.1 Параметры схемы замещения двухобмоточных трансформаторов с расщепленными обмотками НН

В таблице 2.6 приведены каталожные параметры трансформаторов [1].

Таблица 2.2 − Параметры трансформаторов

Название подстанции Тип nт Uвн /Uнн, кВ pх, кВт qх, квар R, Ом X, Ом
Городская ТРДН-25000/110 2 115/10,5 120 175 2,54 55,9

2.3.2 Параметры схемы замещения автотрансформаторов

В таблице 2.3 приведены каталожные параметры автотрансформаторов.

Таблица 2.3 – Параметры автотрансформаторов

Название подстанции Тип nт qх, квар pх, кВт R обмоток, Ом X обмоток, Ом
В С Н В С Н
Чадан АТДЦТН-32000/220/121/ 3 440 32 3,74 3,74 7,5 198 0 364
Кызыл АТДЦТН-63000/220/121 2 192 45 1,4 1,4 2,8 104 0 195.6

2.4 Параметры нагрузок и генерирующих узлов

Параметры нагрузок максимального режима представлены в таблице 2.4.

Таблица 2.4 − Параметры нагрузок максимального режима

Название подстанции Номер узла нагрузки Мощность нагрузки
активная, Pн, МВт реактивная, Qн, Мвар
Ак-Довурак 2 16,1 8,6
Чадан (110кВ.) 5 3,4 1,0
Чадан (10 кВ.) 6 17,4 11,6
Арыг-Узю 7 2,7 1,1
Шагонар 8 6,3 2,4
Южная 10 12,6 7,27
Кызыл (110кВ.) 11 3,5 0,4
Кызыл (10кВ.) 13 19,4 4,5
Западная 17 30,0 14,5
Городская 18 23,4 6,7

Параметры нагрузок минимального режима представлены в таблице 2.5.

Таблица 2.5 − Параметры нагрузок минимального режима

Название подстанции Номер узла нагрузки Мощность нагрузки
активная, Pн, МВт реактивная, Qн, Мвар
Ак-Довурак 2 6,2 18,5
Чадан (110кВ.) 5 1,3 0,6
Чадан (10 кВ.) 6 8,2 12,3
Арыг-Узю 7 1,0 0,4
Шагонар 8 2,3 1,0
Южная 10 7,8 4,4
Кызыл (110кВ.) 11 6,7 0,3
Кызыл (10кВ.) 13 5,7 3,0
Западная 17 20,0 8,72
Городская 18 8,6 6,1

Параметры генерирующих узлов представлены в таблице 2.6

Таблица 2.6 − Параметры генерирующих узлов

Вид генерирующего узла Номер узла Номинальное напряжение, U, кВ
ПС Шушенская (балансирующий узел) 15 235
ПС Абаза (опорный узел) 1 232

2.5 Анализ нормальных установившихся режимов

Из результатов расчета нормального режима, представленных в приложении А, видно, что напряжения в узлах не соответствуют норме, что отображено в таблице 2.7.

Таблица 2.7 – Значения напряжений в узлах в нормальном режиме В килловольтах

Название подстанции Напряжение в узлах в максимальном режиме, кВ Напряжение в узлах в минимальном режиме, кВ
Чадан 107,6 122,0
Арыг-Узю 105,0 119,3
Шагонар 104,2 118,4
Городская 101,8 114,0
Южная 102,7 114,1
Западная 100,5 113,3

Заниженные значения напряжения в узлах в максимальном режиме – это следствие того, что в данной системе имеет место дефицит реактивной мощности.

Для поддержания напряжения на ПС городская необходимо установить БСК мощностью 25 Мвар.

БСК можно установить на стороне как ВН так и НН, пересчитав режим с учетом батарей конденсаторов, полученные параметры режима сведем в таблицу 2.8.

Таблица 2.8 – Значения напряжений в узлах в и потерь мощности в системе в нормальном режиме с установкой БСК на ПС Городская в киловольтах

Название подстанции Напряжение в узлах в максимальном режиме с учетом БСК 10 кВ. Потери мощности в сети с БСК 10кВ, МВт Напряжение в узлах в максимальном режиме с учетом БСК 110 кВ. Потери мощности в сети с ВСК 110 кВ, МВт
Чадан 121,2 6,9 121,3 6,06
Арыг-Узю 118,1 121,3
Шагонар 117,2 117,3
Городская 113,8 114,0
Южная 113,9 114,1
Западная 112,7 112,8

Анализируя таблицу 3.2 установка БСК 110 кВ позволяет получить лучшие напряжения по сравнению с установкой БСК 10 кВ, также снижаются потери мощности в сети на 12 %.

2.6 Анализ послеаварийных установившихся режимов

Под послеаварийным режимом будем принимать два крайних случаях, когда отключаются работающие линии Шушенская – Туран (15-14) , и Абаза Ак-Довурак (1-2). В данной системе функционирует устройство автоматического ограничения снижения напряжения УАОСН, которое полностью отключает нагрузку при снижении напряжения ниже допустимого в максимальном режиме на подстанциях Городская и Кызыл, все расчеты сведем в таблицы.

Значения напряжений в узлах в максимальном послеаварийном режиме с установкой БСК 110 кВ на подстанции Городская представлены в таблице 2.9

Таблица 2.9 – Значения напряжений в узлах в максимальном послеаварийном режиме с установкой БСК 110кВ на подстанции Городскаяв киловольтах

Название подстанции Напряжение в узлах в послеаварийном режиме после отключения линии 1-2. Потеримощности в сети, МВт Напряжение в узлах в послеаварийном режиме после отключения линии 14-15. Потери мощности в сети МВт
Чадан 103,6 10,51 113,9 11,2
Арыг-Узю 104,0 109,7
Шагонар 104,5 109,1
Городская 111,2 108,1
Южная 111,7 108,1
Западная 110,1 107,2

Значения напряжений в узлах в минимальном послеаварийном режиме представлены в таблице 2.10


Таблица 2.10 – Значения напряжений в узлах в минимальном послеаварийном режиме в киловольтах