Расчет для линий
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), (В МВА).
29+j
15,845+0,159+j2,644–
1,39=29,159+j17,794
МВА.
0,32+j0,46
МВА
29,159+j17,794+0,32+j0,46=29,479+j18,254
МВА.
=35+j19,075+29,479+j18,254+0,157+j 2,605 – (1,39+1,928)=
=64,636+j38,275 МВА.
=1,075+j 2,792 МВА.
64,636+j38,275+1,075+j
2,792=65,711+j41,067
МВА.
=33+j17,965+65,711+j41,067+0,147+j2,373– (1,928+2,922)=98,858+j58,98 МВА
=2,778+j9,528 МВА
98,858+j58,98+2,778+j9,528=101,636+j68,508
МВА.
17+j
9,262+0,1+j1,453–
2,28=17,1+j9,575
МВА.
0,251+j0,26МВА
17,1+j9,575+0,251+j0,26=17,351+j9,835
МВА.
=20+j10,903+17,351+j9,835+0,124+j 1,927 – (3,665+2,28)=
=37,475+j19,6925 МВА.
=1,29+j 1,864 МВА.
37,475+j19,6925+1,29+j
1,864=38,765+j21,556
МВА.
= 101,636+j68,508+38,765+j21,556– (3,665+2,922) = 140,401+j86,77 МВА.
29+j15,845+0,105+j2,294=29,105+j18,139 МВА
35+j19,075+0,085+j2,085=35,085+j21,16 МВА
33+j17,965+0,076+j1,853=33,076+j19,818 МВА
20+j10,903+0,086+j1,703=20,086+j12,606 МВА
17+j9,262+0,062+j1,229=17,062+j10,491 МВА
Сопротивления трансформаторов на подстанциях:
ПС 1:
Rт1=
=
=0,71
Ом, Хт1=
=
=17,35Ом.
ПС 2:
Rт2=
=
=1,269
Ом, Хт2=
=
=27,77
Ом.
ПС 3:
Rт3= = =0,71 Ом, Хт3= = =17,35Ом.
ПС 4:
Rт4=
=
=2,195
Ом, Хт4=
=
=43,395
Ом.
ПС 5:
Rт5= = =2,195 Ом, Хт5= = =43,395 Ом.
2 этап заключается в определении напряжений в узлах и падение напряжений последовательно по элементам от начала сети к концам сети
UРЭС=1,07Uном=1,07 110=117,7 кВ.
UЛ
РЭС-1=
=
=7,25
кВ.
кВ
кВ
=
;
;
Коэффициент
трансформации:
.
кВ;
(Действительное
напряжение на стороне НН ПС1)
UЛ
1-3=
=
=3,59
кВ.
кВ
кВ
=
;
;
Коэффициент трансформации: .
кВ;
(Действительное
напряжение на стороне НН ПС3)
кВ;
кВ
кВ;
=
;
;
Коэффициент трансформации: .
кВ;
(Действительное
напряжение на стороне НН ПС2)
кВ;
кВ
кВ;
=
;
;
Коэффициент
трансформации:
.
кВ;
(Действительное
напряжение на стороне НН ПС4)
кВ;
кВ
кВ;
=
;
;
Коэффициент трансформации: .
кВ;
(Действительное
напряжение на стороне НН ПС5)
Режим минимальных нагрузок
В режиме минимальных нагрузок последние составляют 55% от наибольшей нагрузки по заданию.
Проверим целесообразность отключения трансформаторов:
Для п/ст 1:
;
Так
как
,
то может быть включен 1 трансформатор
Для п/ст 2:
;
Так
как
,
включены 2 трансформатора
Для п/ст 3:
;
Так
как
,
то может быть включен 1 трансформатор
Для п/ст 4:
;
Так
как
,
то включены 2 трансформатора
Для п/ст 5:
;
Так
как
,
то может быть включен 1 трансформатор
Тогда расчет для трансформаторов будет:
На подстанции 1 установлен один трансформатор ТРДН-40000/110.
Sном=40 МВА, UВН=115 кВ, UНН=10,5–10,5 кВ,
Рхх=36 кВт, Рк=172 кВт, uкВН-НН=10,5%, Iх=0,55%.
Рст1=36 кВт, Qст1=260 квар.
Рм1=
45,884
кВт,
Qм1=
=
1200
квар.
=Рст1+Рм1+Qст1+Qм1=0,082+j1,38 МВА.
На подстанции 2 установлено два трансформатора ТРДН-25000/110.
Sном=25 МВА, UВН=115 кВ, UНН=10,5 кВ,
Рхх=27 кВт, Рк=120 кВт, uкВН-НН=10,5%, Iх=0,7%.
Рст2=54 кВт, Qст2=350 квар.
Рм2=
31,73
кВт,
Qм2=
=
694
квар.
=Рст2+Рм2+Qст2+Qм2=0,085+j 1,044 МВА.
На подстанции 3 установлен один трансформатор ТРДН-40000/110.
Sном=40 МВА, UВН=115 кВ, UНН=10,5–10,5 кВ,
Рхх=36 кВт, Рк=172 кВт, uкВН-НН=10,5%, Iх=0,55%.
Рст3=36 кВт, Qст3=260 квар.
Рм3=
51,666
кВт,
Qм3=
=
1262
квар.
=Рст3+Рм3+Qст3+Qм3=0,088+j 1,522 МВА.
На подстанции 4 установлено два трансформатора ТДН-16000/110.
Sном=16 МВА, UВН=115 кВ, UНН=11 кВ,
Рхх=19 кВт, Рк=85 кВт, uкВН-НН=10,5%, Iх=0,7%.
Рст4=19 кВт, Qст4=112 квар.
Рм4=
26,06
кВт,
Qм4=
=
515
квар.
=Рст4+Рм4+Qст4+Qм4=0,064+j0,739 МВА.
На подстанции 5 установлен один трансформатор ТДН-16000/110.
Sном=16 МВА, UВН=115 кВ, UНН=11 кВ,
Рхх=19 кВт, Рк=85 кВт, uкВН-НН=10,5%, Iх=0,7%.
Рст5=19 кВт, Qст5=112 квар.
Рм5=
37,646
кВт,
Qм5=
=
744
квар.
=Рст5+Рм5+Qст5+Qм5=0,057+j 0,856 МВА.
Сопротивления трансформаторов на подстанциях:
ПС 1:
Rт1=
=
=1,42
Ом, Хт1=
=
=34,7Ом.
ПС 2:
Rт2= = =1,269 Ом, Хт2= = =27,77 Ом.
ПС 3:
Rт3= = =1,42 Ом, Хт3= = =34,7Ом.
ПС 4:
Rт4= = =2,195 Ом, Хт4= = =43,395 Ом.
ПС 5:
Rт5=
=
=4,39
Ом, Хт5=
=
=86,79
Ом.
1 Этап заключается в определении потоков и потерь мощности в элементах сети последовательно по элементам от концов сети (нагрузок) к началу сети (к станции), (В МВА).
15,95+j 8,715+0,085+j1,044– 1,39=16,035+j9,064 МВА.
0,09+j0,134
МВА
16,035+j9,064+0,09+j0,134=16,125+j9,198 МВА.
=19,25+j10,491+16,125+j9,198+0,088+j 1,522 – (1,39+1,928)=
=35,463+j19,552 МВА.
=0,312+j 0,811 МВА.
35,463+j19,552+0,312+j 0,811=35,775+j20,363 МВА.
=18,15+j9,88+35,775+j20,363+0,082+j1,38– (1,928+2,922)=54,007+j29,198 МВА
=0,79+j2,71 МВА
54,007+j29,198+0,79+j2,71=54,797+j31,908 МВА.
9,35+j 5,094+0,057+j0,856– 2,28=9,407+j7,09 МВА.
0,09+j0,094МВА
9,407+j7,09+0,09+j0,094=9,416+j7,184 МВА.
=11+j5,996+9,416+j7,184+0,064+j 0,739 – (3,665+2,28)=
=20,48+j10,946 МВА.
=0,389+j 0,561 МВА.
20,48+j10,946+0,389+j0,561=20,869+j11,507 МВА.
= 54,797+j31,908+20,869+j11,507– (3,665+2,922) = 75,666+j40,122 МВА.
15,95+j8,715+0,032+j0,694=15,982+j9,409 МВА
19,25+j10,491+0,052+j1,262=19,302+j11,753 МВА
18,15+j9,88+0,046+j1,12=18,196+j11 МВА
11+j5,996+0,026+j0,515=11,026+j6,511 МВА
9,35+j5,094+0,038+j0,744=9,388+j5,838 МВА
2 этап заключается в определении напряжений в узлах и падение напряжений последовательно по элементам от начала сети к концам сети
UРЭС=1,05Uном=1,05 110=115,5 кВ.
UЛ
РЭС-1=
=
=3,6
кВ.
кВ
кВ
=
;
;
Коэффициент трансформации: .
кВ;
(Действительное
напряжение на стороне НН ПС1)
UЛ
1-3=
=
=1,826
кВ.
кВ
кВ
=
;
;
Коэффициент трансформации: .
кВ;
(Действительное
напряжение на стороне НН ПС3)
кВ;
кВ
кВ;
=
;
;
Коэффициент трансформации: .
кВ;
(Действительное
напряжение на стороне НН ПС2)
кВ;
кВ
кВ;
=
;
;
Коэффициент трансформации: .
кВ;
(Действительное
напряжение на стороне НН ПС4)
кВ;
кВ
кВ;
=
;
;
Коэффициент трансформации: .
кВ;
(Действительное
напряжение на стороне НН ПС5)