Электрические сети

Расчетная нагрузка подстанции составит:

S_расч1=S_нб1+2DР_х+j2DQ_x+DР_ПС1+jDQ_ПС1-jQ_зарРП-1/2-jQ_зар1-2/2=2+j0,41+2*0,0115+

+2*j0,0504+0,001+j0,035-j0,188-j0,154=2,02+j0,2 МВА.

Расчетные нагрузки остальных подстанций определены аналогично. Результаты сведены  в таблице 17.

Таблица 17-Расчетные нагрузки подстанций в режиме наибольших нагрузок

ПС	Рнб, МВт	Qнб, Мвар	DРПС, кВт	DQПС, квар	DРх, кВт	DQx, квар	SQзар/2, Мвар	Ррасч, МВт	Qрасч, Мвар
1	2	0,41	0,001	0,035	11,5	50,4	0,341	2,02	0,2
2	11,3	7,16	0,032	1,491	14	70	0,423	11,36	0,83
3	8,7	3,21	0,012	0,717	11,5	50,4	0,334	8,74	3,69
4	5,5	3,41	0,009	0,088	11,5	50,4	0,512	5,52	3,09
5	22,1	16,69	0,073	4,027	19	112	0,295	22,21	0,49
6	9,6	4,7	0,003	0,375	11,5	50,4	0,274	9,63	4,9

 

Составляем расчетную схему  сети (рис.5.1) и проводим уточненный расчет потокораспределения.

S_{расчТЭЦ}=S_нбТЭЦ-jQ_{зар4-ТЭЦ}/2- jQ_{зарТЭЦ-РП}/2=-33-j11,98-j0,427-j0,113=

=-(33+j12,52) МВА;

Начинаем с расчета потока мощности через головной участок РП-1 (расчет аналогичен расчету головного участка кольцевой сети в предварительном расчете):

 

Поток мощности на участке 1-2 определяем по первому закону Кирхгофа:

 МВА.

Потоки на остальных участках определяем аналогично. Результаты наносим на расчетную схему (рис. 5.1).

Сделаем проверку. Рассчитаем поток  мощности, протекающей через участок   РП-Тэц:

Поток мощности, рассчитанный таким  образом, совпадает с потоком  мощности этого же участка, рассчитанным по первому закону Кирхгофа. Значит, расчет выполнен верно.

 Уточняем потокораспределение путем учета потерь мощности в линии электропередачи. Разделяем цепь по точке потокораздела на две радиальные сети. При этом потребитель 6 (в точке потокораздела) делится на два, и мощность каждого из них принимается равной потокам мощностей, подтекающим к точке потокораздела слева и справа.

;

.

Расчеты по остальным участкам производим аналогично. Результаты помещаем в таблицу 18 и наносим на расчетную схему (рис 5.2).

Таблица 18- Расчет режима наибольших нагрузок

Участок	Pк, МВт	Qк, Мвар	R, Ом	Х, Ом	DР, МВт	DQ, Мвар	Рн, МВт	Qн, Мвар	DU, кВ
РП-1	29,87	6,5	1,33	4,46	0,103	0,344	29,97	6,84	0,62
1-2	27,77	6,05	1,09	3,65	0,073	0,244	27,85	6,29	1,12
2-3	16,35	5,06	2,59	6,59	0,063	0,160	16,41	5,22	0,98
3-6	7,61	1,36	0,99	1,71	0,005	0,008	7,62	1,37	0,47
6-5	2,02	3,54	3,24	5,55	0,004	0,008	2,024	3,55	1,35
5-4	24,24	4,04	0,61	2,03	0,03	0,101	24,27	4,14	1,82
4-Тэц	29,79	7,23	3,03	10,1	0,235	0,784	30,02	8,01	0,64
Тэц-РП	2,97	4,5	1,74	2,99	0,004	0,007	2,98	4,51	0,42

Общие потери в этом режиме .

Теперь производим расчет потери напряжения и напряжения на шинах 110 кВ всех потребителей.

Расчеты по остальным участкам выполнены  аналогично. Результаты помещены в  таблицу 18 и 19.

Проверяем достаточность диапазона  устройств РПН.

Для этого на ПС1 сначала определяем низшее напряжение, приведенное к высшему:

Принимаем желаемое напряжение на шинах  низшего напряжения для режима наибольших нагрузок на 5 % ниже номинального значения, то есть 10,45кВ, и определяем желаемый коэффициент трансформации:

По каталожным данным трансформатора определяем номер регулировочного ответвления устройства РПН, на котором обеспечивается желаемый коэффициент трансформации:

Принимаем n=1 и определяем действительное напряжение на шинах низшего напряжения ПС1 в режиме наибольших нагрузок:

Для остальных подстанций расчеты  проведены аналогично в таблице 19.

 

Таблица 19- Проверка достаточности диапазона РПН

ПС	nтр	Sном, кВА	Uв ном, кВ	Uн ном, кВ	UВ, кВ	U`н, кВ	N	Uдейст, кВ
1	2	6300	115	11	112,68	112,15	1	10,54
2	2	10000	115	6,6	110	106,1	-1	6,3
3	2	6300	115	11	111,9	107,6	-2	10,56
4	2	6300	115	6,6	112,2	106,12	1	6,26
5	2	16000	115	11	112,81	106,41	-2	10,53
6	2	6300	115	11	112,8	108,44	-1	10,6

Как видно из таблиц, диапазон регулирования  устройств РПН достаточен для обеспечения у потребителей необходимого уровня напряжения в этом режиме.

 

5.2 Уточненный расчет  режима наименьших нагрузок.

 

Определяем нагрузки потребителей в этом режиме. Согласно заданию  активная мощность снижается на 40%, а tgj увеличивается на 0,03. Тогда для первого потребителя:

P_нм1=(1-0,4)_*Р_нб1=(1-0,4)*2=1,2 МВт.

Расчетная нагрузка этой подстанции, а также нагрузки остальных подстанций определяются аналогично. Результаты расчета сведены в таблицу 20.

Проверяем целесообразность отключения одного из трансформаторов для ПС1:

Отключение одного из трансформаторов  нецелесообразно, так как нагрузка выше, чем мощность, при которой  отключение выгодно.

 

 

 

 

Таблица 20-Расчетные нагрузки подстанций в режиме наименьших нагрузок

ПС	Рнм, МВт	Qнм, Мвар	n	DРПС, кВт	DQПС, квар	DРх, кВт	DQx, квар	SQзар/2, Мвар	Ррасч, МВт	Qрасч, Мвар
1	1,2	0,28	2	0,009	0,013	11,5	50,4	0,341	1,22	0,05
2	6,78	4,5	2	0,012	0,552	14	70	0,423	6,82	0,83
3	5,22	2,08	2	0,005	0,263	11,5	50,4	0,334	5,25	2,11
4	3,3	2,15	2	0,001	0,033	11,5	50,4	0,512	3,32	1,77
5	13,26	10,41	2	0,027	1,492	19	112	0,295	13,33	0,49
6	5,76	2,99	2	0,001	0,138	11,5	50,4	0,274	5,78	2,96

 Расчет электрического режима сети и проверка достаточности регулировочного диапазона РПН выполняются аналогично режиму наибольших нагрузок. Результаты расчета сведены в таблицы 21 и 22.

Таблица 21-Расчет режима наименьших нагрузок

Участок	Pк, МВт	Qк, Мвар	R, Ом	Х, Ом	DР, МВт	DQ, Мвар	Рн, МВт	Qн, Мвар	DU, кВ
РП-1	16,45	3,58	1,33	4,46	0,031	0,104	16,48	3,68	0,26
1-2	15,2	3,45	1,09	3,65	0,022	0,073	15,23	3,53	0,89
2-3	8,37	2,58	2,59	6,59	0,016	<p class="dash041e_0441_043