3. Расчет основных режимов работы сети и определение их параметров
Задачей выполнения данного раздела проекта является определение действительного потокораспределения и напряжений на шинах подстанций в основном нормальном режиме работы сети и при отключениях линий и трансформаторов.
Для четкого представления учитываемых параметров линий и трансформаторов и последовательности расчетов составляется схема замещения всей сети, на которой указываются значения параметров сети и режима. Параметры режима наносятся на схему замещения после расчета режима.
Схема замещения сети представлена на рисунке 6.
Расчеты потокораспределения в сети выполняются по комплексным сопротивлениям сети с учетом потерь мощности в сопротивлениях и проводимостях линий и трансформаторов и генерации реактивной мощности в линиях.
При нагрузках, заданных на шинах вторичного напряжения подстанций, и напряжении, известном на шинах источника питания сети, расчет производится итеративно: потери мощности и потокораспределение – по номинальному напряжению сети, а потери напряжения и уровни напряжения – по потокораспределению с учетом потерь мощности и по заданному для данного режима напряжению на шинах источника питания сети.
Выбор основных расчетных режимов сети определяется необходимостью выявить наибольшие возможные потоки мощности во всех элементах проектируемой сети и определить возможные высшие и низшие рабочие напряжения на приемных подстанциях. В сети с одним источником питания рассмотрим нормальный режим наибольших нагрузок, а также наиболее тяжелый режим при аварийном отключении линий или трансформаторов (в период наибольших нагрузок подстанций).
При высших уровнях рабочего напряжения возрастают потери активной мощности и энергии при коронировании проводов и линейной арматуры, а также значительно возрастает генерация мощности линиями, что в периоды малых нагрузок может привести к нежелательным последствиям.
Мощности каждой подстанции:
= (29+j17,11) МВА, Sн1= 33,67 МВА,
= (33+j19,47) МВА, Sн2= 38,31 МВА,
= (20+j11,8) МВА, Sн3= 23,22 МВА,
= (17+j10,03) МВА, Sн4= 19,73 МВА,
= (16+j9,44) МВА, Sн5= 18,57 МВА.
Вариант 2.
3.1 Режим максимальных нагрузок
Определим потери Р и Q в трансформаторах.
На подстанции 1 установлено два трансформатора ТРДН-25000/110.
Sном=25 МВА, UВН=115 кВ, UНН=10,5 кВ,
Рхх=27 кВт, Рк=120 кВт, uк=10,5%, Iх=0,7%.
Потери мощности в стали трансформатора:
Рст1=54 кВт, Qст1=350 квар.
Потери мощности в меди трансформатора:
Рм1=
108,32
кВт,
Потери мощности в трансформаторе:
Qм1= = 2380,7квар
=Рст1+Рм1+Qст1+Qм1=54+108,8+j350+j26380,7=162,83+j2730,7 кВА
На подстанции 2 установлено два трансформатора .
Sном=40 МВА, UВН=115 кВ, UНН=6,3 кВ,
Рхх=36 кВт,
Рк=172 кВт, uкВН-НН=10,5%,
Iх=0,65%.
Рст2=72 кВт, Qст2=520 квар.
Рм2=
78,76
кВт,
Qм2= = 1926 квар.
=Рст2+Рм2+Qст2+Qм2=72+78,76 +j520+j1926= 150,76+j2446,76 кВА.
На подстанции 3
установлено два трансформатора
.
Sном=16 МВА, UВН=115 кВ, UНН= 6,6 кВ,
Рхх=19 кВт, Рк=85 кВт, uкВН-НН=10,5%,
Iх=0,7%.
Рст3=38кВт, Qст3=224 квар.
Рм3=
89,25
кВт,
Qм3= = 1769,1 квар.
=Рст3+Рм3+Qст3+Qм3=38+89,25+j224+j1769,1=(127,25+j1993) кВА.
На подстанции 4 установлено два трансформатора .
Sном=16 МВА, UВН=115 кВ, UНН=11 кВ,
Рхх=19 кВт, Рк=85 кВт, uкВН-НН=10,5%, Iх=0,7%.
Рст4=38 кВт, Qст4=224 квар.
Рм4=
64,61
кВт,
Qм4= = 1277,3 квар.
=Рст4+Рм4+Qст4+Qм4=38+64,6+j224+ j 1277,3 = 102,6+j1503,3 кВА
На подстанции 5 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%.
Рст5=38 кВт, Qст5=224 квар.
Рм5=
57,24
кВт,
Qм5= = 1131,5 квар.
=Рст5+Рм5+Qст5+Qм5=38+57,24+j224+j1131,5 = 95,1=24+j1355,7 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), (В МВА).
Мощность в конце участка цепи:
16+j9,44+0,095+j1,35–
2,96=16,09+j9,31МВА.
Потери мощности в линии:
0,293+j0,296МВА
Мощность в начале участка цепи:
16,09+j9,31+0,293+j0,296=16,38+j9,63МВА.
20+j11,8+0,127+j1,99–
3,03=20,127+j12,28МВА.
0,33+j0,46
МВА
20,127+j12,28+0,33+j0,46
=20,45+j12,74МВА.
17+j
10,03+0,11+j1,5–
2,96=17,11+j10,05МВА.
0,33+j0,39МВА
17,11+j10,05+0,33+j0,39=17,43+j10,38МВА.
=20,45+j12,74– 3,03+16,38+j9,6– 2,96+33+j19,47+0,15+j 2,44 – 3,26=
=69,98+j39,62МВА.
=1,3+j 5,19 МВА.
69,98+j39,62+1,3+j
5,19 =71,28+j44,81МВА.
=17,43+j10,38– 2,96+29+j17,11+0,16+j2,73– 3,71=46,59+j26,89МВА
=1,06+j2,65МВА
46,59+j26,89+1,06+j2,65=47,65+j29,54МВА.
= 47,65+j29,54– 3,71+71,28+j44,81– 3,26= 118,93+j70,87МВА.
Сопротивления трансформаторов на подстанциях:
Для подстанции 1:
Rт1=
=
=1,26Ом, Хт1=
=
=27,77
Ом.
Для подстанции 2:
Rт2=
=
=0,71
Ом, Хт2=
=
=17,35
Ом.
Для подстанции 3:
Rт3=
=
=2,19
Ом, Хт3=
=
=43,39
Ом.
Для подстанции 4:
Rт4= = =2,19 Ом, Хт4= = =43,39 Ом.
Для подстанции 5:
Rт5= = =2,19 Ом, Хт5= = =43,39 Ом.
2 этап заключается в определении напряжений в узлах и падения напряжений последовательно по элементам от начала сети к концам сети
UРЭС=1,1Uном=1,1 110=121 кВ.
Определим продольную составляющую падения напряжения в линии РЭС-2:
UЛ
РЭС-2=
=
=8,63
кВ.
Определим поперечную составляющую падения напряжения в линии РЭС-2:
кВ
кВ
(Напряжение на стороне ВН подстанции).
Определим продольную составляющую падения напряжения в трансформаторах:
Определим поперечную составляющую падения напряжения в трансформаторах:
Определим приведенное к ВН напряжение подстанции:
=
;
;
Коэффициент
трансформации:
.
кВ;
(Действительное напряжение на стороне
НН)
UЛ
РЭС-1=
=
=4,57
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
Коэффициент
трансформации:
кВ;
(Действительное напряжение на стороне
НН)
кВ;
кВ
кВ;
кВ
кВ
Коэффициент
трансформации:
кВ;
(Действительное напряжение на стороне
НН)