6 Уточненный расчет электрических режимов выборного варианта

Для расчета уточненного режима используем исходные данные из пункта 3.1.

Прежде всего, определяем зарядную мощность воздушных линийпо формуле:

, Мвар;

где: b0 – величина погонной реактивной проводимости ВЛ, мкСм/км,

nц – количество цепей, шт.

Для линии РПП – 2 половина зарядной мощности составит:

Мвар.

Величина погонной реактивной проводимости линии b₀ взята по [5,табл.П4] для ВЛ – 110 кВ с проводом марки АС-70/11. Расчет зарядных мощностей для остальных линий проведен в таблице 21.

Таблица 21 – Расчет зарядных мощностей ВЛ

Участок	Uном, кВ	L, км	nц	Провод	b0·10-6, См/км	Qзар/2, Мвар
РПП – 2	110	23	2	АС-70/11	2,55	0,710
2 – ТЭЦ	110	33	2	АС-70/11	2,55	1,018
ТЭЦ – 4	110	58	2	АС-95/19	2,61	1,832
4 – 6	110	75	2	АС-70/11	2,55	2,314
РПП – 3	110	43	2	АС-150/32	2,7	1,405
3 – 5	110	73	2	АС-150/32	2,7	2,385
5 – 1	110	33	2	АС-95/16	2,61	1,042

6.1 Уточненный расчет режима наибольших нагрузок

Определяем расчётную нагрузку подстанций для этого режима. На подстанции 1 установлены два трансформатора ТРДН-25000/110. Активные потери холостого хода одного такого трансформатора ΔРх=27 кВт, реактивные ΔQ_х=175 кВАр. Сопротивления: активное Rт=2,54 Ом, реактивное Х_т= 55,9 Ом.

Определяем потери мощности в трансформаторах:

, Мвар;

Аналогичный расчёт делаем для других подстанций, данные заносим в таблицу 22.

Расчётная нагрузка подстанции 1 составит:

Sрасч1=Sнб1+2Р_х+ j2Q_x+ Робм+ jQобм – jQзар5-1/2,Мвар;

Sрасч1= 23,7+j9,639+2·0,027+0,069+2·j0,175+ j1,512 – j1,042= 23,823+j10,459

Результаты сводим в таблицу 23.

SрасчТЭЦ= –(38+j16,188) – j1.018 – j1,832 = –(38+j19,038)

Таблица 22 – Потери мощности в обмотках трансформаторов

П/ст	Рi, МВт	Qi, МВАр	Тип трансформатора	Rт, Ом	Хт, Ом	ΔРобм, МВт	ΔQобм, МВАр
1	23,700	9,639	ТРДН –25000/110	2,54	55,9	0,069	1,512
2	11,700	4,071	ТДН –10000/110	7,95	139	0,050	0,881
3	6,300	2,489	ТМН –6300/110	14,7	220,4	0,028	0,418
4	24,200	6,915	ТРДН –25000/110	2,54	55,9	0,066	1,463
5	23,700	8,359	ТРДН –25000/110	2,54	55,9	0,066	1,459
6	6,300	1,570	ТМН –6300/110	14,7	220,4	0,026	0,384

Таблица 23 – Расчётные нагрузки подстанций в режиме наибольших нагрузок

П/ст	Рi, МВт	Qi, МВАр	ΔРобм, МВт	ΔQобм, МВАр	Рх, МВт	Qх, МВАр	Ррасч, МВт	Qрасч, МВАр
1	23,700	9,639	0,069	1,512	0,027	0,175	23,823	10,459
2	11,700	4,071	0,050	0,881	0,014	0,07	11,778	3,365
3	6,300	2,489	0,028	0,418	0,0115	0,0504	6,351	-0,782
4	24,200	6,915	0,066	1,463	0,027	0,175	24,320	4,582
5	23,700	8,359	0,066	1,459	0,027	0,175	23,820	6,741
6	6,300	1,570	0,026	0,384	0,0115	0,0504	6,349	-0,259

Составляем расчетную схему сети (рис. 16).

Рисунок 16 – Расчетная схема режима наибольших нагрузок

Проводим уточненный расчет потокораспределения:

Поток мощности в конце участка 5 – 1 магистральной линии принимается равным расчётной нагрузки 1 потребителя.

Мвар

Определяем потери на участках:

, Мвар;

Тогда поток в начале участка составит:

, Мвар;

Расчеты по остальным участкам производим аналогично. Результаты помещаем в таблицу 24 и наносим на расчетную схему (рис 16).

Рисунок 17 – Уточненная расчетная схема для режима наибольших нагрузок

Таблица 24 – Уточненный расчет потокораспределения

Участок	Pк, МВт	Qк, Мвар	R, Ом	Х, Ом	Р, МВт	Q, Мвар	Рн, МВт	Qн, Мвар
РПП – 2	5,327	-10,154	4,853	5,106	0,053	0,055	5,380	-10,098
2 – ТЭЦ	6,451	13,518	6,963	7,326	0,132	0,139	6,583	13,658
ТЭЦ – 4	30,722	4,379	8,729	12,586	0,695	1,002	31,417	5,380
4 – 6	6,349	-0,259	15,825	16,650	0,053	0,056	6,401	-0,204
РПП – 3	55,875	20,120	4,386	9,030	1,278	2,632	57,154	22,752
3 – 5	47,921	17,600	7,446	15,330	1,604	3,302	49,525	20,902
5 – 1	23,823	10,459	4,967	7,161	0,278	0,401	24,101	10,860

Общие потери активной мощности в этом режиме МВт

Двигаясь от начала линии к её концу, определяем точные значения напряжений на всех подстанциях.

На шинах РПП во всех режимах поддерживается напряжения 1,02 от номинального.U_рпп=110·1,02=112,2 кВ. Напряжение рассчитывается по формуле:

, кВ

Рассчитаем напряжение на подстанции 3:

Расчеты по остальным участкам выполнены аналогично. Результаты помещены в таблицу 25.

Таблица 25 – Расчет напряжения на шинах подстанций

Участок	U, кВ	δU, кВ	П/ст	UВ, кВ
РПП – 2	0,692	-0,192	1	100,052
2 – ТЭЦ	1,308	-0,420	2	111,508
ТЭЦ – 4	3,103	3,162	3	108,198
4 – 6	0,977	0,965	4	107,144
РПП – 3	4,065	3,710	5	101,981
3 – 5	6,370	5,578	6	106,171
5 – 1	1,936	1,163	ТЭЦ	110,200
			РПП	112,2