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