Подключение любого из рассмотренных КУ на шины потребителя существенно влияет на величину напряжения в сети.
Необходимая величина мощности и места установки компенсирующих устройств по узлам сети определяются технико-экономическими расчетами. Решение этой задачи для реальных сетей невозможно без применения ЭВМ. Причем выбор и размещение компенсирующих устройств следует рассматривать в едином комплексе, обеспечивая как баланс реактивных мощностей, так и регулирование напряжения.
В курсовом проекте задача по размещению компенсирующих устройств и определению их мощности решается упрощенно, с учётом следующих рекомендаций:
– в сети одного номинального напряжения целесообразна, в первую очередь, компенсация реактивных нагрузок наиболее удаленных потребителей;
– при незначительной разнице в удаленности пунктов от источника питания упрощенно разнос компенсирующей суммарной мощности можно провести, исходя из равенства коэффициентов мощности нагрузок на приемных подстанциях;
,
где 
, 
– реактивная и активная нагрузки i-ой подстанции в режиме максимальных нагрузок, 
– мощность компенсирующих устройств, установленных на подстанции.
Итогом расчета баланса реактивной мощности в проектируемом районе является обеспечение заданного коэффициента мощности энергосистемы, определение и размещение при необходимости дополнительных источников реактивной мощности.
Уточненный расчет баланса активных и реактивных мощностей производится после выбора схемы электрической сети. Все необходимые данные для расчета составляющих баланса мощностей необходимо брать для выбранного варианта схемы. Окончательные выводы по выполнению условий баланса мощностей делаются после анализа режимов работы сетевого района.
2.2. Анализ схемы электрической сетирайона
Анализ существующей сети энергорайона включает рассмотрение её работы с точки зрения загрузки основных элементов (линий, трансформаторов), условий регулирования напряжения, экономичности. При этом необходимо проводить расчеты для всей сети энергосистемы, включая электростанции, трансформаторы, сети всех напряжений и потребителей. Такая задача чрезмерно громоздка и её следует решать по частям, т.е. анализировать отдельно подстанции и сети различных назначений, выявляя элементы, подлежащие реконструкции. Для сетей, представленных на рис. 1 – 5 следует на первом этапе проверить работу сети с номинальным напряжением 35 кВ и оценить нагрузку трансформаторов на ЭС-1 и подстанции 4.
Необходимость реконструкции сети 110 кВ может быть обоснована только после выбора схем подключения ЭС-2 и новых потребителей (п/ст 6,7).
2.2.1. Анализ сети 35 кВ рассматриваемой энергосистемы
Сеть 35 кВ кольцевая (сеть местного значения), источником питания являются шины 35 кВ п/ст 4 (рис. 1– 5). Поэтому все расчеты проводятся упрощенно. Реконструкция в указанной сети необходима, если наибольшие токи линий ( 
) превысят допустимые для заданных сечений ( 
) или наибольшая потеря напряжения ( 
) превысит допустимую величину ( 
). Допустимые потери напряжения до конечных пунктов сети определяют по нормированным ГОСТ-13109-97 отклонениям напряжения на электроприемниках [3, стр. 327].
Для проверки первого условия следует рассмотреть все возможные послеаварийные режимы работы сети, выбрать для каждого i-гo участка наибольший ток и сравнить с допустимым 
.
При проверке второго условия необходимо найти наибольшую потерю напряжения, используя следующую методику.
1. Разрезав сеть по п/ст 4 перейти к схеме (рис. 9).
2. Рассчитать потоки мощности на головных участках сети:
Рис. 9. Расчётная схема
; 
;
Проверка:
.
По балансу мощности найти поток на участке 
и отметить точку потокораздела (см. рис. 9).
3. Определить как сумму потерь напряжения на участках между источником питания и точкой потокораздела:
при этом для любого участка
,
где 
, 
, 
, 
– соответственно потоки активной и реактивной мощности на участке сети и его сопротивления.
4. Проверить второе условие 
.
Если оба условия выполняются, то сеть реконструкции не подлежит. Иначе необходимо заменить сечения участков на экономически целесообразные (см. п. 3.7) и для новых сечений найти распределение потоков мощности в схеме (рис. 9).
Для проведения в дальнейшем ТЭР (технико-экономических расчетов) следует рассчитать потери мощности для всех n участков сети:
; 
и определить нагрузку на шины 35 кВ п/ст 4 в максимальном режиме работы системы:
.
Здесь же, используя коэффициенты пропорциональности, удобно найти мощность, поступающую в сеть 35 кВ в минимальном режиме.
2.2.2. Анализ работы трансформаторов, установленных в системе
Необходимость в реконструкции подстанций возникает при перспективном росте трансформируемых мощностей, когда коэффициенты нагрузки и аварийной перегрузки трансформаторов превысят допустимые значения, установленные по ГОСТ 14209-85.
Так как в рассматриваемом сетевом районе потребители в основном II-й категории надежности, то следует обеспечить их электроснабжение во всех возможных послеаварийных ситуациях на подстанциях. Для понижающих подстанций (п/ст 4) это условие выполняется, если
,
Здесь 
, 
– количество и единичная мощность трансформаторов, установленных на подстанции; 
– количество отключенных трансформаторов.
определяется по наибольшей нагрузке с учётом возможного резервирования по сети низкого напряжения 
.
Наибольшая нагрузка в нормальном режиме 
, где 
- коэффициент совмещения максимума. При проектировании можно принять 
.
На электростанциях, имеющих шины генераторного напряжения (ЭС-1), трансформаторы связи должны обеспечить выдачу избыточной мощности в энергосистему в нормальном режиме, когда работают все генераторы, и резервировать электроснабжение нагрузок на напряжении 6-10 кВ при плановом или аварийном отключении одного из генераторов. Это можно проверить следующим образом:
1. Рассчитать мощность, передаваемую через трансформатор, в трех режимах:
– в режиме минимальных нагрузок потребителей на шинах генераторного напряжения
,
где 
, 
– активная и реактивная мощности генераторов, работающих на сборные шины; 
, 
– активная и реактивная нагрузка в минимальном режиме; 
, 
– активная и реактивная мощность собственных нужд;
– в режиме максимальных нагрузок
где 
, 
– активная и реактивная мощности в режиме максимальных нагрузок;
– в послеаварийном режиме при отключении одного из генераторов и максимальной нагрузке потребителей
где 
, 
– составляющие мощности наиболее мощного отключившегося генератора.
2. Выбрать из мощностей 
, 
, 
наибольшую 
и проверить выполнение условия
.
Если на электростанции (ЭС-1) используется схема блока генератор-трансформатор, то последний должен пропустить всю выработанную генератором энергию, что возможно при 
.
Сведения по проверке трансформаторов на подстанции целесообразно свести в таблицу, пример которой представлен в табл.6.
Таблица 6
| № под-стан-ции | Мощность подстанции в рабочем режиме, МВА | Мощность подстанции в послеаварий-ном режиме, МВА | Число транс-форма-торов на подстан-ции | Номиналь-ная мощность трансфор-матора, МВА | Нагрузка трансфор-матора в нормаль-ном режиме, % | Нагрузка трансфор-матора в аварийном режиме, % | Примечание (указать, подлежит ли реконструк-ции) |
Реконструкция, как правило, осуществляется для однотрансформаторных подстанций путём установки второго трансформатора, для двухтрансформаторных – заменой существующих трансформаторов более мощными.
3. Выбор варианта развития схемы электрической сети
промышленного района
Выбор оптимального варианта развития электрической сети является наиболее важной и наиболее специфической задачей, требующей помимо знания предмета, элементов творчества и инженерной интуиции. Схема сета и её номинальное напряжение находятся в тесной технико-экономической взаимосвязи. В ряде случаев изменение основной схемы сети влечет за собой необходимость изменения номинального напряжения сети в целом или её отдельных частей. Имеет место и обратная зависимость, поэтому выбор схемы и номинального напряжения сети (или её частей) должны производиться одновременно.