Режим максимальных нагрузок

Вариант 2.

Определим потери Р и Q в трансформаторах.

На подстанции 1 установлено два трансформатора ТРДН-40 000/110.

Sном=40 МВА, UВН=115 кВ, UНН=11 кВ, Рхх=36 кВт, Рк=172 кВт, uк=10,5%, Iх=0,65%.

Потери мощности в стали трансформатора:

Рст1=72 кВт, Qст1=520 квар.

Потери активной мощности в меди трансформатора:

Рм1=130,59 кВт, Потери реактивной мощности в трансформаторе:

Qм1==3188,72 квар

=Рст1+Рм1+Qст1+Qм1=72+130,59+j520+j3188,72=202,59+j 3708,72кВА На подстанции 2 установлено два трансформатора ТРДН-40 000/110.

Sном=40 МВА, UВН=115 кВ, UНН=11 кВ, Рхх=36 кВт, Рк=172 кВт, uк=10,5%, Iх=0,65%.

Потери мощности в стали трансформатора:

Рст1=72 кВт, Qст1=520 квар.

Рм2=88,86 кВт,.

Qм2==2169,87 квар.

=Рст2+Рм2+Qст2+Qм2=72+88,86+j520+j2169,87=(160,86+j2689,87) кВА.

На подстанции 3 установлено два трансформатора .

Sном=25 МВА, UВН=115 кВ, UНН=11 кВ,.

Рхх=27 кВт, Рк=120 кВт, uкВН-НН=10,5%, Iх=0,7%.

Рст3=54 кВт, Qст3=350 квар.

Рм3=106,26 кВт,.

Qм3==2324,48 квар.

=Рст3+Рм3+Qст3+Qм3=106,26+54+j350+ j 2324,48 = 160,26+j2674,8 кВА На подстанции 4 установлено два трансформатора .

Sном=25 МВА, UВН=115 кВ, UНН=11 кВ,.

Рхх=27 кВт, Рк=120 кВт, uкВН-НН=10,5%, Iх=0,7%.

Рст4=54 кВт, Qст4=350 квар.

Рм4=58,28 кВт,.

Qм4==1274,97 квар.

=Рст4+Рм4+Qст4+Qм4=54+58,28+j350+ j 1274,97 = 112,28+j1624,97 кВА На подстанции 5 установлено два трансформатора ТДН-10 000/110.

Sном=10 МВА, UВН=115 кВ, UНН=11 кВ,.

Рхх=14 кВт, Рк=60 кВт, uкВН-НН=10,5%, Iх=0,7%.

Рст5=28 кВт, Qст5=140 квар.

Рм5=45,53 кВт,.

Qм5==796,9 квар.

=Рст5+Рм5+Qст5+Qм5=28+45,53+j140+j796,9 =73,53+j936,9 кВА.

Переходим к расчёту параметров установившегося режима «методом в два этапа».

1 Этап заключается в определении потоков и потерь мощности в элементах сети последовательно по элементам от концов сети (нагрузок) к началу сети (к станции), (МВА).

Мощность в конце участка цепи 1−4:

27+j19,44+0,16+j2,674−4,503= 27,16+j19,86МВА.

Потери мощности в линии 1−4:

0,8+j1,39МВА Мощность в начале участка цепи 1−4:

27,16+j19,86+0,8+j1,39= 27,959+j21,261МВА.

Мощность в конце участка цепи РЭС-1:

27,966+j19+40+j28,8−3,12-j2,25+0,203+j3,708= 68,162+j49,959 МВА.

Потери мощности в линии РЭС-1:

1,6+j5,9МВА Мощность в начале участка цепи РЭС-1:

68,162+j49,959+1,6+j5,9=69,764+j55,864 МВА.

Мощность в конце участка цепи 4−5:

10+j7,2+0,073+j0,937−3,45=10,073+j6,413МВА.

Потери мощности в линии 4−5:

=0,139+j0,147МВА Мощность в начале участка цепи 4−5:

10,073+j6,413 +0,139+j0,147= 10,213+j6,558МВА.

Мощность в конце участка цепи 2−3:

=10,213+j6,558+0,112+j1,625-j2,25-j1,725+20+j14,4= 30,325+j18,607МВА.

Потери мощности в линии 2−3:

0,893+j1,563 МВА.

Мощность в начале участка цепи 2−3:

30,325+j18,607+0,893+j1,563 = 31,218+j20,171МВА.

Мощность в конце участка цепи РЭС-2:

31,218+j20,171+0,16+j2,69-j2,25+33+j23,76-j1,904= 64,379+j42,466МВА.

Потери мощности в линии РЭС-2:

1,622+j5,987MВА Мощность в начале участка цепи РЭС-2:

64,379+j42,466+1,622+j5,98= 66,002+j48,453 MВА.

Мощность генерации:

Сопротивления трансформаторов на подстанциях:

Для подстанции 1:

Rт1===0,71Ом, Хт1===17,36 Ом.

Для подстанции 2:

Rт2===0,71 Ом, Хт2===17,36 Ом.

Для подстанции 3:

Rт3===1,27 Ом, Хт3==.

== 27,773 Ом.

Для подстанции 4:

Rт4===1,27 Ом, Хт4==.

= = 27,773 Ом.

Для подстанции 5:

Rт5===3,9 Ом, Хт5===69,4 Ом.

2 этап заключается в определении напряжений в узлах и падения напряжений последовательно по элементам от начала сети к концам сети.

UРЭС=1,08Uном=1,08 110=118,8 кВ.

Определим продольную составляющую падения напряжения в линии РЭС-1:

UЛ РЭС-1===6,298 кВ.

Определим поперечную составляющую падения напряжения в линии РЭС-1:

кВ.

кВ.

(Напряжение на стороне ВН подстанции).

Определим продольную составляющую падения напряжения в трансформаторах:

Определим поперечную составляющую падения напряжения в трансформаторах:

Определим приведенное к стороне ВН подстанции НН:

=.

;

Коэффициент трансформации:

.

кВ;

(Действительное напряжение на стороне НН).

UЛ 1−3===4,943 кВ.

кВ кВ.

(Напряжение на стороне ВН подстанции).

=;

;

Коэффициент трансформации:

.

кВ; (Действительное напряжение на стороне НН).

кВ;

кВ кВ;

кВ кВ Коэффициент трансформации:

кВ; (Действительное напряжение на стороне НН).

кВ;

кВ;

кВ;

кВ;

кВ кВ Коэффициент трансформации:

кВ;

(Действительное напряжение на стороне НН).

кВ;

кВ кВ;

кВ кВ Коэффициент трансформации:

кВ;

(Действительное напряжение на стороне НН).

Для проверки результатов ручного расчета режима максимальных нагрузок проведём расчет на ЭВМ с помощью программно-вычислительного комплекс «Project».

Результаты расчета представлены ниже:

Вносим параметры схемы замещения выбранного варианта сети в «Данные: узлы» и «Данные: связи».

Выбираем нужную точность вычисления в окне «Установки», нажимаем в окне «Установки» клавишу «Выполнить расчет» и получаем параметры режима, в данном случае Режима минимальных нагрузок электрической сети. Результаты расчета режима можно увидеть в окне «Результат: узлы» и «Результат: связи».

Рисунок 3.1.1 — Результаты расчета.

Рисунок 3.1.2 — Карта максимального режима.