Выбор расчетных режимов и определение расчётной мощности наиболее загруженной обмотки трансформатора

 

Выбор расчетных режимов питающей электрической сети

 

В данном курсовом проекте рассматривается три основных режима работы электрической сети:

6 нормальный установившийся режим максимальных нагрузок (P_НБ);

7  нормальный установившийся режим минимальных нагрузок (P_НМ = P_НБ·0,3);

3 послеаварийный режим (P_ПАВ = P_НБ).

В первых двух режимах параметры системы близки к номинальным значениям или отклоняются на величину, соответствующую нормативным документам. Третий режим - наступает после локализации аварии, главное для него обеспечить требуемую надежность работы сети и бесперебойное электроснабжение потребителей I и II категорий. При нормальном установившемся режиме в работе находятся все трансформаторы подстанций и работают все генераторы электростанций.

При нормальном установившемся режиме минимальных нагрузок на подстанциях работают все трансформаторы. Число генераторов берется таким же, как и в нормальном режиме. Схема питания также кольцевая.

Режим послеаварийный возникает после отключения головного участка ЛЭП, по которому протекает наибольшая мощность. В работе находятся все трансформаторы потребителей и все генераторы электростанции.

 

Определение мощности потребителей на шинах электростанции

 

Активная мощность (МВт) и реактивная мощность (МВАр) в режиме наибольших нагрузок на генераторных шинах электростанции (на стороне НН) определяется по следующей формуле

,

 

Где

P_Гå - суммарная активная мощность N_Г работающих генераторов, МВт;

Q_Гå - суммарная реактивная мощность N_Г работающих генераторов, МВАр;

P_СОБ - активная мощность собственных нужд станции, МВт;

Q_СОБ - реактивная мощность собственных нужд станции, МВАр;

P_{НАГР.НН.В} - активная мощность нагрузки на шинах НН электростанции, МВт;

Q_{НАГР.НН.В} - реактивная мощность нагрузки на шинах НН электростанции, МВАр;

Активную и реактивную мощность N_Г работающих генераторов, а также мощность собственных нужд электростанции определяются на основе исходных данных по формулам

 

,

,

 

Где S_НГ - полная номинальная мощность одного генератора, для заданного типа генератора принимается по [4];

cosj_Г - номинальный коэффициент мощности генератора по [4].

По [4] для генератора типа CB 430/210-14 P_НГ = 55 МВт Q_НГ= 41.3 МВАр, cosj_Г = 0.8.

Тогда по (3) получаем

 

Реактивная мощность определяется аналогично по (4):

 

 

Активная и реактивная мощность собственных нужд определяется по формулам

 

,

,

 

Где S_СОБ - мощность собственных нужд станции, %;

 

,

.

 

Следовательно, по формулам (1) и (2) получаем для режима максимальной нагрузки

 

,

 МВАр,

 

Реактивная мощность на шинах СН электростанции В по формуле аналогичной (7)

 

.

 

Определяем мощность на шинах ВН электростанции A по формулам

 

,

,

 

Для режима минимальных нагрузок формулы аналогичны, но мощности нагрузок берутся в размере 30% от максимальных и число работающих генераторов N_Г = 1.

Для послеаварийного режима мощности нагрузок равны мощностям в режиме максимальных нагрузок. Результаты расчетов для режимов приведены в таблице №1.

 

Определение нагрузок потребителей подстанции a

 

Мощности потребителей на шинах подстанции c можно определить по формулам аналогичным (1)-(9).Результаты приведены в таблице 1.

 

Определение мощностей потребителей на шинах тяговых подстанций a и b

 

Мощность потребителей на шинах 27.5 кВ в режиме наибольших нагрузок рассчитывается по формулам

 

,

,

Где g - коэффициент, учитывающий неравномерность загрузки фаз и обмоток трансформаторов; при значении районной нагрузки до 30% тяговой g=1,15; свыше 30% - g = 1,1;

P'_СР.Н.М. Р"_СР.Н.М - среднесуточная активная мощность опережающего и отстающего плеч питания тяговой подстанции в месяц интенсивного движения, МВт;

Q'_СР.Н.М Q"_СР.Н.М - среднесуточная реактивная мощность опережающего и отстающего плеч питания тяговой подстанции в месяц интенсивного движения, МВАр;

k'_М k"_М - коэффициенты, учитывающие допустимую по условиям износа изоляции обмоток трансформатора нагрузки подстанций, выбираются по [3]: k"_M = 1,55; k'_M = 1,45.

Реактивные мощности на шинах тягового электроснабжения определяем по формуле (7)

 

МВАр;

МВАр.

 следовательно g = 1.15.

 

Тогда по (9) и (10) получаем

Мощность на стороне ВН можно определить по формуле

 

, МВт;

, МВАр.

Где d - коэффициент, учитывающий несовпадение районной и тяговой нагрузок, d = 0,9

 

 МВт;

 МВАр.

 

Данные всех расчетов сведены в таблице №1

 

Таблица №1 Мощности нагрузок на шинах подстанций в расчетных режимах

П/С	мощность на шинах подстанции S=P+jQ Мва в режимах:
	наибольших нагрузок			наименьших нагрузок			послеаварийный режим
A	SгΣнб	-130,330	-100,154	SгΣнб	-39,099	-30,046	SгΣнб	-130,330	-100,154
	Sсоб.нб	12,870	9,664	Sсоб.нб	3,861	2,899	Sсоб.нб	12,870	9,664
	Sнб.нн.А	21,800	14,081	Sнб.нн.А	6,540	4,224	Sнб.нн.А	21,800	14,081
	Sнб.сн.А	37,100	22,014	Sнб.сн.А	11,130	6,604	Sнб.сн.А	37,100	22,014
	Sнб.вн.А	-93,230	-78,141	Sнб.вн.А	-27,969	-23,442	Sнб.вн.А	-93,230	-78,141
b	Sнб.нн.а	20,800	14,518	Sнб.нн.а	6,240	4,356	Sнб.нн.а	20,800	14,518
	Sнб.сн.а	44,100	6,604	Sнб.сн.а	13,230	1,981	Sнб.сн.а	44,100	6,604
	Sнб.вн.а	33,062	10,966	Sнб.вн.а	9,919	3,290	Sнб.вн.а	33,062	10,966
а	Sнб.нн.в	7,000	1,702	Sнб.нн.в	2,100	0,511	Sнб.нн.в	7,000	1,702
	Sнб.сн.в	22,635	18,015	Sнб.сн.в	6,791	5,405	Sнб.сн.в	22,635	18,015
	Sнб.вн.в	28,935	21,122	Sнб.вн.в	8,681	6,336	Sнб.вн.в	28,935	21,122
c	Sнб.нн.с	8,800	2,442	Sнб.нн.с	2,640	0,733	Sнб.нн.с	8,800	2,442
	Sнб.сн.с	17,740	12,171	Sнб.сн.с	5,322	3,651	Sнб.сн.с	17,740	12,171
	Sнб.вн.с	25,660	16,343	Sнб.вн.с	7,698	4,903	Sнб.вн.с	25,660	16,343

 

2. Выбор количества и типа трансформаторов подстанций

 

Выбор количества трансформаторов

 

Число трансформаторов подстанций определяется категориями потребителей, присоединенных к шинам подстанции. При питании потребителей I категории трансформаторов должно быть не менее двух.

 

Определение мощности трансформатора подстанции

 

Тип трансформатора подстанции определяется классом напряжения сети, потребителей, мощностью потребителей.

Мощность трансформатора определяется по формуле

 

МВА

 

Где S_НБ - расчетная мощность трансформатора, МВА.

n_T - количество трансформаторов подстанции.

Для электростанции B:

 МВА;

 МВА.

Принимаем к установке трансформатор ТДТНЖ 40000/110, S_НОМ.Т =40 МВА [3].

Коэффициент загрузки трансформатора определяется по формуле

 

Для остальных подстанций условие выбора:

Данные выбранных трансформаторов по [3] приведены в таблице №2.1

 

Таблица №2.1 - Данные трансформаторов подстанций

Параметр	Подстанция
	В	b	a	c
Тип трансформатора	ТДТНЖ 40000/110	ТДТН 16000/110	ТДТНЖ-25000/110	ТДТНЖ-40000/110
Номинальная мощность SНОМ.Т, МВА	40	16	25	40
Количество, шт.	4(3)	3(2)	2(1)	2(1
Коэффициент загрузки k3	0,76028822	0,72569577	0,71648262	0,380281515
Коэффициент загрузки k3 (ПАВ)	1,01371763	1,08854365	1,43296524	0,76056303
Номинальные напряжения обмотки, кВ:	115	115	115	115
СН, UНС	35,5	38,5	38,5	35,5
НН, UНН	6,6	6,6	27,5	27,5
Напряжения короткого замыкания между:
ВН-СН, UK.ВС %	10,5	10,5	10,5	10,5
ВН-НН, UK.ВН %	17,5	17	17	17
СН-НН, UK.СН %	6	6	6	6
Мощность потерь короткого замыкания PК, кВт	200	100	140	200
Мощность потерь холостого хода PХ, кВт	63	23	42	63
Ток холостого хода IХ,%	0,8	1	0,9	0,8

 

3. Определение приведенных нагрузок подстанций

 

Определение параметров схемы замещения трансформатора

 

Под приведенной нагрузкой подстанции понимается нагрузка на шинах ВН с учетом потери мощности в трансформаторах.

Для расчета потерь мощности составляем “Г” - образную схему замещения трансформатора, расчет ведется по методике изложенной в [1].

 

Рис. 3.1 “Г”- образная схема замещения трехобмоточного трансформатора.

 

Активные сопротивления в схеме замещения определяются по формуле

 

, Ом.

 

Индуктивные сопротивления в схеме замещения определяются:

 

, Ом;

, Ом;

, Ом.

Активная и индуктивные проводимости могут быть определены по формулам

 

, См;

, См.

 

Пример расчета для подстанции A

 

Ом;

 Ом;

 Ом;

 Ом;

 См;

 См.

 

Результаты расчетов для подстанций сведены в таблице №3

 

Таблица №3.1. Параметры схемы замещения

Режимы наибольших и наименьших нагрузок ПАВР	подстанция	RT, Ом	XT1, Ом	XT2, Ом	XT3, Ом	GTx10-6, См	ВTx10-6, См
	В	0,207	145,475	0,413	85,963	19,055	9,679
	b	0,861	266,566	6,199	154,980	5,217	3,63
	a	0,741	113,735	-2,645	66,125	6,352	3,403
	с	0,413	71,084	-1,653	41,328	9,527	4,839

3.2 Определение приведенных нагрузок подстанций

 

Потери мощности в звене схемы замещения определяются мощностью в конце звена (ветви). Потери активной мощности в звеньях а-2 и а-3 можно определить по формулам

 

, МВт;

, МВт;

, МВАр.

 

Мощность в начале звеньев а-2 и а-3 или мощность в конце звена а-1 определяется по формуле

 

, МВт;

, МВАр.

 

Потери в звене а-1 определяются по формуле

 

, МВт;

, МВАр.

 

Мощность в начале звена а-1 (в точке b)

 

, МВт;

, МВАр.

Потери мощности в поперечной ветви схемы замещения определяется по формуле

 

, МВт;

, МВАр.

 

Следовательно, приведенная нагрузка подстанции, в точке с схемы замещения определяется по формуле

 

, МВт;

, МВАр.

, МВт.

 

Проведем расчет приведенной нагрузки подстанции A в режиме наибольших нагрузок.

 

 МВт;

 МВАр;

 МВт;

 МВАр.

МВт

 

 МВт;

 МВАр.

 МВт;

 МВАр;

 МВт;

 МВАр;

 МВт;

 МВАр;

 МВА.

 

Результаты подобных расчетов для различных режимов и подстанций приведены в таблице №3.2

 

Таблица №3.2. Приведенные нагрузки подстанций

Мощность и потери мощности, МВА	Подстанция
	B		b		c		a
Sнб.нн	-130,330	-100,154	20,800	14,518	8,800	2,442	7,000	1,702
Sнб.cн	37,100	22,014	44,100	6,604	17,740	12,171	22,635	18,015
ΔSнб.а-2	0,032	0,064	0,141	-1,019	0,028	0,101	0,029	0,114
ΔSнб.а-3	0,012	4,785	0,046	2,060	0,005	0,456	0,002	0,177
Sнб.а-1	58,943	40,944	65,087	22,164	26,573	15,170	29,666	20,009
ΔSнб.а-1	0,088	61,926	0,336	26,038	0,057	8,801	0,044	7,522
Sнб.b	59,031	102,869	65,424	48,202	26,631	23,970	29,709	27,531
ΔSнб.b-0	0,231	1,171	0,063	1,171	0,077	0,412	0,115	0,586
Sнб.прив	59,262	104,040	65,487	49,373	26,708	24,382	29,825	28,116
Sнм.нн	6,540	4,224	6,240	4,356	2,640	0,733	2,100	0,511
Sнм.cн	11,130	6,604	13,230	1,981	5,322	3,651	6,791	5,405
ΔSнм.а-2	0,003	-0,006	0,013	-0,092	0,003	0,009	0,003	0,010
ΔSнм.а-3	0,001	0,431	0,004	0,742	0,000	0,041	0,000	0,016
Sнм.а-1	17,674	11,254	19,487	6,987	7,965	4,434	8,893	5,941
ΔSнм.а-1	0,007	5,278	0,030	9,441	0,005	0,781	0,004	0,672
Sнм.b	17,681	16,532	19,517	16,428	7,970	5,215	8,897	6,613
ΔSнм.b-0	0,231	1,171	0,063	0,439	0,077	0,412	0,115	0,586
Sнм.прив	17,912	17,703	19,580	16,867	8,047	5,627	9,012	7,199

 

4. Определение предварительного распределения мощности в сети

 

Для нахождения предварительного распределения мощности составляем расчетную схему.

 

 

Рис. 4.1 Расчётная схема

 

Значение полной мощности на головных участках можно определить по формулам

 

МВА

МВА

 

Где L - общая длина ЛЭП, км;

l_Аi - расстояние от левого источника до подстанции, км.

Общая длина линии

 

L = l_A’a + l_ab + l_bB + l_Bc + l_cA’’

L = l_A’a + l_ab + l_bB + l_Bc + l_cA’’=62+57+50+48+39=256км.

 

Следовательно, мощность на головных участках по (11) и (12) равна

 

((29.825*(256-62)+65.487*(256-62-50)+59.262*(256-62-50-48)+26.708*(256-62-50-48-39)=87.608 МВА

·((28.116*(256-62)+49.373*(256-62-50)+104.04*(256-62-50-48)+24.382*(256-62-50-48-39)=93,523МВар
=87,608+j93,523 МВА

 

Проверка баланса мощностей:

 

 

Баланс сошелся.

Мощности, протекающие по участкам можно определить по формулам

 

, МВА;

, МВА;

, МВА;

 =17.36+j11.892 МВА;

 = -6.139-j21.756 МВА;

 = 42.189+j51.272 МВА

 

Так как большая мощность на участке A’B, следовательно, для расчета послеаварийного режима отключаем этот головной участок. Расчеты для остальных режимов приведены в таблице №4.1

 

Таблица №4.1. Мощности участков линии

Участок ЛЭП	полная мощность в расчетном режиме, Мва
	наибольших нагрузок		наименьших нагрузок		Послеаварийный
A'b	87,608	93,523	26,352	22,835	0,000	0,000
bc	22,121	44,150	6,772	5,967	-65,487	-49,373
cA	-37,141	-59,890	-11,140	-11,735	-124,749	-153,413
Aa	66,966	88,006	-19,187	-17,362	-20,642	-5,517

Режим максимальных нагрузок

Режим минимальных нагрузок

 

Послеаварийный режим

Рис.4.2 Расчетные схемы распределения мощности по участкам

 

5. Определение сечений и выбор проводников линии электропередачи

 

Сечение проводника считаем одинаковым на всех участках, в этом случае необходимо определить токи для участков с одинаковым направлением мощности. Ток протекающий по участку ЛЭП определяется по формуле

 

А

 

Где S_НБ.i - модуль полной мощности на i-том участке ЛЭП, МВА.

По (16) находим токи на участках ЛЭП

 

А;

 

Аналогично находим токи на других участках ЛЭП для всех режимов. Результаты расчетов приведены в таблице №5.1

Токи на участках ЛЭП для трёх режимов

 

Таблица №5.1

Участок ЛЭП	Ток, A
	Наибольший	Наименьший	ПАВ
B'c	672,5972572	183,016545	0
ca	259,187194	47,37467766	430,459104
aA	369,8820687	84,92661301	1037,8229
Ab	580,4324104	135,8150182	112,1444029
bB''	767,9150664	196,2773214	104,0106376

 

5.1 Определение сечения проводника по экономической плотности тока

 

Выбор сечения на каждом участке ЛЭП осуществляем по экономической плотности тока

 

 (17)

 

 - выбирается с учетом конструкции материала, числа часов использования максимальной нагрузки. Значение  определяется по табл. 5.1 [4]

Определим средневзвешенное число часов использования нагрузки электростанции B и силовой подстанции(с) и тяговых подстанций (а и b):

 

, (18)

 (19)

 

Примем время использования максимальной нагрузки на тягу ч/год.

Экономическая плотность тока для участков ЛЭП по табл. 7 [4]

,

По формуле(17) найдем сечение проводника каждого участка сети:

,

 

5.2 Проверка по условиям коронирования

 

По условию коронирования для линии напряжением 110 кВ минимальное рекомендуемое сечение проводника 240 . Принимаем на всех участках провод АС-120/19.

 

6. Определение расчетных нагрузок подстанций

 

Определение параметров схемы замещения ЛЭП

 

Для определения параметров ЛЭП составляем “П” - образную схему замещения

 

Рис. 6.1.“П”- образная схема замещения ЛЭП

 

Для проектируемой линии выбираем в качестве промежуточной опору одноцепную, расположение проводов - треугольное, расстояния между фазами:

D₁₁=5000 mm;

D₁₂=5000 mm;

D₁₃=5000 mm.

Найдем среднегеометрическое расстояние между проводами:

 

 (20)

мм.

 

Определим параметры схемы замещения ЛЭП:

 

 (21)

 (22)

 (23)

 

Определим параметры линии для всех участков:

 

 =4.036 Om;

 =22.609 Om;

 =1.904∙10^-6 Om.

 

параметры участков ЛЭП запишем в таблицу 6.1.

 

Таблица №6.1.

параметр	Расчетный участок сети
	A’a	ab	bB	Bc	cA”
Длинна участка сети, км	62	57	50	48	39
марка прjвода	AC 120/19	AC 35/6.2	AC 30/8	AC 95/16	AC 120/19
r0, om/km	0,241138457	0,241138457	0,168973	0,107678	0,081389209
x0, om/km	0,729327382	0,729327382	0,729327	0,729327	0,729327382
b0, om/km	1,535*10^-06	1,535*10^-06	1,54*10^-06	1,54*10^-06	1,535*10^-06
R, Om	7,475292162	6,87244602	4,224319	2,58428	1,58708958
X, Om	22,60914886	20,7858304	18,23318	17,50386	14,22188396
B, Om	0,000190401	0,000175046	0,000154	0,000147	0,000119769

 

6.2 Определение расчетной нагрузки

 

Расчетной нагрузкой называют суммарную мощность данной подстанции с учетом емкостной мощности, то есть мощности, генерируемой самой подстанцией (зарядная мощность).

 

Рис. 6.2. Схема

 

Рассчитаем зарядные мощности для участков ЛЭП:

 

 (24)

 

МВАр,

 МВАр,

0.093 МВАр,

0.089 МВАр,

0.072 МВАр.

Определим расчетные мощности всех подстанций для режима максимальных нагрузок.

 

 (25)

где - активная и реактивная приведенные мощности подстанции а

 

59.171+j103.949 МВА,

65.484+j49.282 МВА

МВА,

МВА.

 

Для остальных режимов расчет ведем точно также, как и для режима максимальных нагрузок. Результаты расчетов приведены в таблице №6.2.

 

Таблица №6.2. Расчетные нагрузки подстанций в расчетных режимах

Подстанция	расчетная мощность подстанции в расчетных режимах, МВА
	Наибольших нагрузок		наименьших нагрузок		послеаварийный
B	59,171	103,949	65,396	17,612	26,617	24,291
b	65,487	49,282	19,489	16,776	7,956	5,536
c	26,708	24,291	-0,091	5,536	-0,091	-0,091
a	29,825	29,734	-0,091	8,921	-0,091	-0,091

 

7. Уточнение распределения мощностей в сети для расчетных режимов с учетом потерь мощности

 

Рис. 7.1. Схема распределения мощности

 

Общее сопротивление линии:

 

 (26)

MBA;

MBA.

 

Расчет остальных участков аналогичен формулам (13)-(15)

MBA;

MBA;

MBA.

 

Таблица № 7.1. Уточнение распреления мощностей в сети для расчетных режимов с учетом потерь мощности.

Участок ЛЭП	Полная мощность в расчетном режиме, МВА
	наибольших нагрузок		наименьших нагрузок		послеаварийный
A'a	136,7062353	130,2254768	13,62351581	33,24887909	9,100457242	7,369298733
ab	106,882	100,492	13,715	24,327	9,191	7,460
bB	41,395	51,210	-5,775	7,551	1,236	1,925
Bc	72,657	95,032	20,816	20,742	21,261	18,601
cA"	99,36508959	119,3228126	20,72491536	26,27781827	21,17012135	18,50999212

 

7.1 Распределение мощностей с учетом потерь активной и реактивной мощностей

 

 (27)

 кВт;

 кВт;

 кВАр;

 кВАр.

 МВт;

 MBA;

 МВт;

 МВАр.

 

Режим минимальных нагрузок рассчитывается также как и режим максимальных нагрузок, приведенный выше.

Результаты расчетов представлены в таблице №8 и на схеме распределения мощностей.

Таблица №7.2. Уточненные мощности на участках ЛЭП

Режимы	участок ЛЭП	Полная мощность на участках в расчетных режимах, МВА
		в начале Sн		потери ΔS		в конце Sk
наибольших нагрузок	A'a	167,108	161,574	11,892	66,608	166,531	158,342
	ab	172,775	152,141	6,601	36,972	172,368	149,865
	bB	70,975	77,957	1,166	6,534	71,219	79,326
	Bc	98,396	113,986	3,696	20,701	99,365	119,414
	cA"	157,711	218,233	5,060	28,340	158,627	223,363
Наименьших нагрузок	A'a	43,427	117,559	0,431	0,396	31,535	50,952
	ab	39,896	78,166	0,239	0,207	33,295	41,195
	bB	4,404	21,284	0,024	0,016	3,238	14,750
	Bc	32,559	47,070	0,223	0,228	28,863	26,369
	cA"	43,696	72,320	0,235	0,239	38,637	43,981
ПАВ	A'a	9,146	7,387	0,046	0,018	9,1	7,369
	ab	40,664	90,935	0,043	0,017	28,772	24,327
	bB	16,849	46,095	0,001	0,001	10,248	9,123
	Bc	30,475	30,762	0,206	0,089	29,308	24,228
	cA"	42,778	56,914	0,166	0,072	39,082	36,213

 

8. Определение напряжения на шинах понижающей подстанций

 

Определение напряжений источника в расчетном режиме

 

Напряжение источника питания для расчетного режима определяется по формуле

 

, кВ

 

Где m - отклонение напряжения на шинах источника питания в расчетном режиме, берется из задания, %.

В режиме наибольших нагрузок и послеаварийном

 

кВ.

 

В режиме наименьших нагрузок

 

кВ.

 

8.2 Определение напряжения на шинах ВН подстанций

 

Падение напряжения на участке ЛЭП определяется по формуле

 

, кВ

 

Где S_Л - сопряженный комплекс мощности передаваемой по линии (в начале участка ЛЭП), МВА;

U_Л - напряжение в начале линии, кВ.

 

Z_Л=R_Л + jX_Л, Ом.

 

Пример расчета для режима наибольших нагрузок:

Падение напряжения на участке A’a

 

кВ

кВ

 

Напряжение на шинах ВН подстанции c равно

 

U_b = U_ИП -ΔU_Л.A’b = 107.8 - (5.948+j29.336) =101.852 - j29.336 кВ

 

Данные расчетов приведены в таблице №8.1.

 

Таблица №8.1. Расчет напряжения на шинах ВН подстанций

подстанция	Напряжение подстанции в расчетном режиме, кВ
	Наибольших нагрузок		Наименьших нагрузок		Послеаварийный
A'	107,8	0	106,7	0	0	-0,276614032
a	101,852	-29,336	105,327	-15,072	106,400	-17,534
b	105,657	-13,185	106,567	-3,600	107,291	-7,797
В	104,948	-18,508	105,756	-7,643	106,917	-4,995
c	104,085	-28,791	105,671	-9,541	106,792	-7,509

 

8.3 Определение напряжения на шинах потребителей приведенное к шинам высокого напряжения

 

Расчет ведется на основании схемы замещения (рис 2.). Определение падений напряжений в звеньях ведется по формулам, где вместо мощности линии берется мощность протекающая по звену трансформатора.

Пример расчета для подстанции b

 

кВ.

U_b = U_b - ΔU_a-1.b =101.376+j162.085 кВ

 

Падение напряжения в звеньях а-2 и а-3

 

кВ;

кВ.

 

Следовательно, напряжение на нагрузках СН и НН приведенное к стороне ВН

 

U'_CH = U_НБ.b - ΔU_НБ.а-2.b =100.9+j157.633 кВ

U'_НH = U_НБ.b - ΔU_НБ.а-3.b = 100.9- j273.276 кВ.

 

Данные расчетов для остальных режимов и подстанций приведены в таблице №8.2.

 

Таблица №8.2. Напряжения на шинах потребителей

Напряжение	Напряжения на шинах подстанции, кВ.
	b		a		c		B
U	101,85	-29,336	104,085	-28,791	105,65	-13,185	104,94	-18,508
ΔUа-1	0,476	-191,420	0,221	-225,745	0,117	-151,57	0,117	-525,691
ΔUа-2	0,476	4,452	0,221	-5,250	0,117	3,525	0,117	-1,493
ΔUа-3	0,476	-111,291	0,221	-131,247	0,117	-88,126	0,117	-310,636
Uа	101,37	162,085	103,864	196,954	105,54	138,39	104,83	507,183
Uсн	100,90	157,633	103,644	202,204	105,42	134,86	104,71	508,677
Uнн	100,90	273,376	103,644	328,201	105,42	226,51	104,71	817,819
U	105,32	-15,072	105,671	-9,541	106,56	-3,600	106,70	-0,277
ΔUа-1	0,460	-372,576	0,218	-681,209	0,116	-555,17	0,116	-1586,32
ΔUа-2	0,460	8,665	0,218	-15,842	0,116	12,911	0,116	-4,507
ΔUа-3	0,460	-216,614	0,218	-396,052	0,116	-322,77	0,116	-937,376
Uа	104,86	357,504	105,453	671,668	106,45	551,57	106,58	1586,05
Uсн	104,40	348,839	105,236	687,510	106,33	538,66	106,46	1590,55
Uнн	-105,32	-140,890	-105,67	-275,616	-106,56	-228,8	-106,7	-648,676
U	106,40	-17,534	106,792	-7,509	107,29	-7,797	107,80	0,000
ΔUа-1	0,456	-320,260	0,215	-865,610	0,115	-256,34	0,115	-2015,74
ΔUа-2	0,456	7,448	0,215	-20,130	0,115	5,962	0,115	-5,727
ΔUа-3	0,456	-186,197	0,215	-503,261	0,115	-149,04	0,115	-1191,12
Uа	105,94	302,726	106,577	858,101	107,17	248,55	107,68	2015,74
Uсн	105,48	295,278	106,362	878,232	107,06	242,59	107,57	2021,46
Uнн	105,48	488,923	106,362	1361,36	107,06	397,59	107,57	3206,86

 

9. Выбор рабочих ответвлений трансформаторов подстанций

 

Рис. 9.1. Г-образная схема замещения трехобмоточного трансформатора

 

Все трансформаторы подстанций оборудованы устройствами РПН на стороне ВН и ПБВ на стороне СН. Диапазон регулирования указан в таблице 2.

Регулировка выполнятся по принципу встречного регулирования, который заключается в следующем [1,2]

1 в режиме наибольших нагрузок напряжение на шинах потребителей должно быть не менее 105% от номинального напряжения;

2 в режиме минимальных нагрузок напряжение должно быть не более номинального напряжения;

3 в послеаварийном режиме напряжения должно быть не менее номинального напряжения.

 

    Определение рабочих напряжений на шинах НН трансформатора

 

Вначале определяем коэффициенты трансформации по формуле

 

.

Желаемое значение напряжения определяется по выражению:

для режима наибольших нагрузок

U_НБ.Ж³1.05*U_НОМ;

для режима минимальных нагрузок

U_НМ.Ж£1.0*U_НОМ ;

для после аварийного режима

U_НБ.Ж³1.0*U_НОМ.

В соответствии с этими требованиями определяем желаемые коэффициенты трансформации по формулам

 

.

 

Результаты приведены в таблице №9.1.

 

Таблица №9.1. Результаты расчетов желаемых коэффициентов трансформации

Режим	Параметр	Подстанция
		B	b	a	c
наибольших нагрузок	Uж, кВ	6,93	6,93	28,875	28,875
	|Uнн|, кВ	100,900	103,643505	105,4234691	104,7142367
	Кт.нн.ж	14,55988466	14,95577273	3,651029234	3,626467071
наименьших нагрузок	Uж, кВ	6,6	6,6	27,5	27,5
	|Uнн|, кВ	105,3266194	105,6707989	106,5670107	106,7
	Кт.нн.ж	34,84848485	34,84848485	8,363636364	8,363636364
послеаварийный	Uж, кВ	6,6	6,6	27,5	27,5
	|Uнн|, кВ	105,4885409	106,3617789	107,0614572	107,5709261
	Кт.нн.ж	34,84848485	34,84848485	8,363636364	8,363636364

 

Теперь определяем коэффициенты трансформации для каждого трансформатора подстанций (по данным таблицы 2) по формулам

,

 

Где a% - ступень регулирования устройства РПН трансформатора, ±a=(±n)*Δa для выбранных трансформаторов всех подстанций Δ a= 1,78 % (Таблица 2);

 

,

 

Данные расчетов приведены в таблице №9.2.

 

Таблица №9.2. Коэффициенты трансформации

---

Понравилась статья? Добавь ее в закладку (CTRL+D) и не забудь поделиться с друзьями:  

---

Ступень регулирования α%	номер отпайки	αр.вн.о.е.	Коэффициент трансформации подстанции, о.е.