Баланс мощности в сетевом районе

Размещено на http://www.allbest.ru/

1. Исходные данные

Таблица 1:

Сетевой район энергосистемы	ам	Состав потребителей электроэнергии в пунктах питания
		1	2	3	4
		I	II	III	I	II	III	I	II	III	I	II	III
Ростовэнерго	0,77	18	65	17	12	62	26	15	70	15	20	55	25

Таблица 2:

Максимальная нагрузка в пункте, МВА	Коэффициент мощности в пункте, о.е.	Число часов использования максимальной нагрузки в пункте
1	2	3	4	1	2	3	4	1	2	3	4
70	90	120	50	0,8	0,88	0,82	0,84	6800	5700	7000	4800

Таблица 3:

А	В	1	2	3	4
X	Y	X	Y	X	Y	X	Y	X	Y	X	Y
20	20	90	70	110	90	130	90	120	60	70	70

Таблица 4:

Линии электропередачи между пунктами
АВ	В1	12	23	В3	В4

Таблица 5:

Номинальное напряжение распределительной сети потребителей электроэнергии в пунктах, кВ	Средний коэффициент мощности генераторов	Минимальная нагрузка (от максимальной), %
1	2	3	4
6	6	6	6	0,91	72

2. Баланс мощности в сетевом районе. Определим длины линий. Без учета удлинения трасс

l_АB ==86,02 км

l_B1 ==28,3 км

l₂₃ ==31,6 км

l_B3==31,6 км

l₁₂ =20 км

l_В4 =20 км

С учетом удлинения трасс: Ростовэнерго:

к_уд= 1,26 [3, с. 164]

L_АB= l_АB•1,26 = 86,02•1,26 = 108,39 ? 108 км

L_B1= l_B1•1,26 = 28,3•1,26 = 35,66 ? 36 км

L₂₃= l₂₃•1,26 = 31,6•1,26 = 39,82 ? 40 км

L_B3= l_B3•1,26 = 31,6•1,26 = 39,82 ? 40 км

L₁₂= l₁₂•1,26 = 20•1,26 = 25,2 ? 25 км

L_В4= l_В4•1,26 = 20•1,26 = 25,2 ? 25 км

L=108,39+35,66+39,82+39,82+25,2+25,2=274,09км

2.1 Определим мощности для каждого пункта

P₁=S₁ cosц₁= 70 •0,8 = 56 МВт Q₁=

P₂=S₂ cosц₂= 90 •0,88 = 79,2 МВт Q₂=

P₃=S₃ cosц₃= 120 •0,82 = 98,4 МВт Q₃=

P₄=S₄ • cosц₄= 50 •0,84 = 42 МВт Q₄=

Сумма активных мощностей:

P?=?Pi= 56+79,2+98,4+42= 275,6 МВт

Сумма реактивных мощностей:

Q?=?Qi= 42+42,74+68,68+27,13= 180,55МВт

Одновременно потребляемая реактивная мощность:

Q_м =0,95•180,55=171,52

Баланс активной мощности: ЛЭП провод сеть

?Рг=?Рп=Рм+ДР_с+Рр+Рсн = 248,04+13,78+27,56+27,56= 316,94 MBт

ДР_С = 0,05• Р_? = 0,05 •275,6 =13,78 ? 13,09

2.2 Суммарные потери активной мощности

Р_р = Рсн = 0,1• Р_? =0,1 •275,6 = 27,56

Р_сн - собственные нужды электрических станций.

Определим распределение активных мощностей по ЛЭП:



Проверка:

114,57+119,03=56+79,2+98,4

233,6=233,6

=114,57-56=58,57

58,57-79,2= -20,63

2.3 Расчет баланса реактивной мощности

Q_Г +Q_КУ+Q_C ? Q_M+ ДQ_C cosц_г =0,91 ц_г=24,49

Q_Г = (P_M+ ДP_c)

tgц_Г = (248,04+13,78)

tg24,49 = 119,26

Мвар - реактивная мощность, которая может быть получена от генераторов электростанций:

S_M= ()=275,6+j180,55=

ДQ_C= 0,07• S_M•n _Т + 0,05• S_M=0,07•329 •2+0,05• 329 = 62,6

Мвар - реактивная мощность, генерируемая емкостью линий электропередачи;

Мвар - реактивная мощность, генерируемая емкостью линий электропередачи;

Q_КУ110 ? Q_M4 + ДQ_C - Q_C - Q_Г =27,13 +62,6 - 8 - 119,26 = -37,53

Q_КУ220 ? Q_M + ДQ_C - Q_C - Q_Г=153,42+62,6-16,92-119,26=79,84

Компенсирующие устройства распределяются по равенству средних значений коэффициентов мощности на подстанции:

tgц_с,ку220 =

Мощность компенсирующих устройств на каждой подстанции:

Q_куi=P_мi•(tgц_i - tgц_с,ку )

Где P_мi - максимальное значение активной мощности потребителей i-й подстанции; ц_i- угол сдвига фаз i-й подстанции, соответствующий коэффициенту мощности i-гo узла нагрузки в максимальном режиме.

Q_{ку1 220}=P_мi•(tgц₁ - tgц_с,ку ) = 56 • (0,75 - 0,31) = 24,64 Мвар

Q_{ку2 220}=P_мi•(tgц₂ - tgц_с,ку ) = 79,2 • (0,54 - 0,31) = 18,22Мвар

Q_{ку3 220}=P_мi•(tgц₃ - tgц_с,ку )= 98,4 • (0,69 - 0,31) = 37,39 Мвар

Установка компенсирующих устройств необходима.

3. Выбор схемы проектируемой электрической сети

3.1 Выбор марки и сечения провода, материала и типа опор воздушных ЛЭП

а) Рассчитаем нестандартное сечение линий по условию экономической плотности тока:

Где jэij - экономическая плотность тока;

cosц₁₁₀ =0,97

cosц₂₂₀ =0,96

Ток основного режима максимальных нагрузок линии:

кА

кА

кА

кА

кА кА

Нахождение нормированного значения экономической плотности тока jэij требует определения времени использования максимальной активной мощности на ЛЭП Тма:

ТмаB1 = = = 6237,66 ч

Тма12 = Тма2 = 5700 ч

Тма23 = Тма2 = 5700 ч

ТмаВ4 = Тма4 = 4800 ч-тупиковая

ТмаB3 = = = 6774,69 ч

= 6250,5 ч

Согласно [2.6, табл. 1.3.36] для изолированного алюминиевого провода находим нормированное значение экономической плотности тока j_Э

j_ЭB1= 1,0 А/мм²

j_Э12 = 1,0 А/мм²

j_ЭB3 = 1,0 А/мм²

j_Э23 =1,0 А/мм²

j_ЭВ4 = 1,1 А/мм²

j_ЭAB = 1,0 А/мм²

Определим нестандартное сечение линий:

F_B1 = = 313 мм²

F_B3 = = 325 мм²

F_B4 = = 118,18 мм²

F₁₂ = = 160 мм²

F₂₃ = = 56 мм²

F_AB = = 224мм²

Условию выбора сечений проводов по экономической плотности тока F_Э удовлетворяет большее стандартное сечение [2.6, табл. 1.3.29]

Таблица 1:

Линии	Тма, ч	Jij, А / мм2	Iм, А	Fij, мм2	Сечение, мм2	АС, мм2
B1	6237,66	1,0	313	313	330	330/27
B3	6774,69	1,0	325	325	330	330/27
B4	4800	1,1	130	118,18	120	120/19
12	5700	1,0	160	160	185	185/24
23	5700	1,0	56	56	70	70/11
АВ	6250,5	1,0	224	224	240	240/32

б) Для выбора сечения проводов ЛЭП по нагреву используется значение максимального тока утяжеленного режима.

Ток линии B3(Разрыв линии В1):

Iут_B3 = кА

Ток линии B1(Разрыв линии В3):

Iут_B1 = кА

Ток линии 12:

а) обрыв линии B3:

Iут₁₂ = кА

б) обрыв линии В1:

Iут₁₂ = кА

Выбираем:

Iут₁₂ = 0,49 кА

Ток линии 23:

а) обрыв линии В1:

Iут₂₃= кА

б) обрыв линии В3:

Iут₂₃ = кА

Выбираем:

Iут₂₃ = 0,37 кА

Ток линии В4:

Iут_В4 = кА

Ток линии АВ:

Iут_АВ = кА

По этому току согласно [2.6, табл. 1.3.29] принимаем такое сечение провода F_H, для которого длительный допустимый ток был бы больше или равен максимальному току ЛЭП утяжеленного режима.

Таблица 2:

Линии	Iут, А	Ном. сечение, мм2	АС, мм2
B1	640	300	300/48
B3	640	300	300/48
B4	260	70	70/11
12	490	185	185/29
23	370	120	120/27
AB	450	150	150/19

в) По условию потери энергии на корону сечения проводов ЛЭП должны быть не менее минимально допустимых значений, установленных для ЛЭП 110 кВ -АС 70/11 [2.6, табл. 2.5.6].

Таблица 3:

Линии	Норм. Режим	Утяж. режим	Потери на корону	Выбор
B1	330/27	300/48	240/39	400/51
B3	330/27	300/48	240/39	400/51
12	185/24	185/29	240/39	240/32
23	70/11	120/27	240/39	240/32
В4	120/19	70/11	70/11	120/19
АВ	240/32	150/19	70/11	240/32

Выбор опор:

Линии B1,B3,12,23 - промежуточные одноцепные свободностоящие опоры типа ПБ 220-1.

Линии АВ , B4 - промежуточные 2xцепные свободностоящие опоры типа ПБ 110-6,ПБ110-8.

Таблица 4:

Линии	Тип	Расход материалов Бетон,м3 Сталь , кг	Расчетные условия	Расчетные пролеты , м
			Провод/Трос	Район по гололеду	Габаритный	Ветровой	весовой
B1	ПБ220-1	2,52/452		III	280	260	340
B3	ПБ220-1	2,52/452		III	280	260	340
12	ПБ220-1	2,52/452		III	280	280	325
23	ПБ220-1	2,52/452		III	280	280	325
AB	ПБ110-6	2,52/484		III	240	235	295
В 4	ПБ110-8	1,67/522		III	170	160	210

3.2 Выбор числа и мощности трансформаторов на районных подстанциях

Силовые трансформаторы выбираются по числу, типу и номинальной мощности. Число трансформаторов зависит от категорий приемников электрической энергии и от мощности, а также наличия резервных источников питания в сетях НН.

В практике проектирования районных подстанций для питания потребителей всех категорий предусматривается установка двух трансформаторов, не считая трансформаторов собственных нужд. Установка двух трансформаторов на понижающей подстанции обеспечивает надежность электроснабжения, требуемую для потребителей первой категории, и является экономически целесообразным решением для таких случаев. Мощность и число трансформаторов понижающих подстанций выбирают по расчетной мощности на шинах НН с учетом их перегрузочной способности и требований по обеспечению необходимой степени надежности электроснабжения потребителей.

С учетом выше сказанного, на каждую из районных подстанций устанавливаем по два трехфазных двухобмоточных трансформатора с расщепленной обмоткой низшего напряжения и встроенным устройством регулирования напряжения под нагрузкой.

В нормальном режиме работы подстанции нагрузка трансформаторов не должна быть выше номинальной.

Для двухтрансформаторной подстанции мощность каждого трансформатора должна выбираться из условия обеспечения питания нагрузок с учетом допустимых перегрузок, а также возможностей резервирования по сетям низшего напряжения.

Так, на подстанции с двумя однотипными трансформаторами необходимая мощность трансформатора S_T рассчитывается по выражению:

S_T = S_T ? (S'_M- Speз ) / Kaв

Где: S_РЕЗ - нагрузка, которая может быть резервирована по сети НН от других источников питания;

К_АВ - допустимый коэффициент перегрузки трансформатора, при проектировании принимается равным 1,4, так как согласно [2.4] в аварийных случаях трансформаторы в течении пяти суток допускают перегрузку в 1,4 номинальной мощности, на время максимумов нагрузки продолжительностью не более 6 ч в сутки.

Для увеличения коэффициента загрузки трансформаторов в нормальном режиме работы двухтрансформаторной подстанции допускается выбирать мощность трансформаторов с учетом отключения потребителей третьей категории при аварийном выходе одного из трансформаторов по условию (где К_I и К_II - коэффициенты участия в суммарной нагрузке потребителей первой и второй категории подстанции):

S_Т1 ? МВА

S_Т2 ? МВА

S_Т3 ? МВА

S_Т4 ? МВА

Выберем трансформаторы типа:

для ПС №4 - ТРДН 25000/110;

для ПС №1,2,3 - ТРДЦН 63000/220.

Таблица 5:

Тип	Sном МВА	Пределы регулирования	Uном ВН	Uном НН	Uк , %	ДРк , кВТ	ДРх , кВТ	Ix , %	Rт , Ом	Хт , Ом	ДQх , квар
ТРДЦН 63000/220	63	-	230	6,3/6,3	12	300	82	0,8	3,9	100,7	504
ТРДН 25000/110	25	± 9 • 1,78 %	115	6,3/6,5 6,3/10,5	10,5	120	25	0,75	2,54	55,9	175

3.3 Выбор схемы электрических соединений распределительных устройств районных подстанций и сети

Схема электроснабжения сетевого района выбирается на основе заданного графа сети и нижеследующих рекомендаций.

К схемам электрических соединений любой электроустановки применяются следующие основные требования:

1). простота, наглядность;

2). надежное электроснабжение потребителей в нормальном, ремонтном и после аварийном режимах;

3). надежность транзита мощности через подстанцию в нормальном, ремонтном и после аварийном режимах;

4). экономичность;

5). поэтапное расширение распределительного устройства (РУ) при увеличении числа присоединений к нему.

Схема РУ высшего напряжения подстанции определяется напряжением, типом подстанции, числом трансформаторов и количеством присоединяемых ЛЭП.

4. Расчет основных нормальных и утяжеленных режимов работы сети

4.1 Расчет параметров схемы замещения сети

Для линий B1,12,23,B3:

Для линии AB:

D₁₂ = м

D₁₂ = м

D₂₃ = 7,6 м

D₂₃ = 7 м

D₁₃ = м

D₁₃ = м

D_СГ = м

D_СГ = м

Для линии B4:

D₁₂ = м

D₂₃ = 4 м

D₁₃ = м

D_СГ = м

Рассчитаем параметры линий:

Линия B1,12 B1:

L = 36 12

L=25

r_0B1 = r₀₁₂ = 0,075 Ом/км

r = r₀ • = 0,075 •36 = 2,7 Ом

r = r₀ • = 0,075 •25=1,875

х₀ = 0,1445 •lg + 0,0157 •µ = 0,1445 •lg + 0,0157 = 0,4 Ом/км

х = х₀ • = 36 •0,4 = 14,66 Ом

х = х₀ • = 25 •0,4 = 10 Ом

b₀ = = 2,8 мкСм

b = b₀ • = 2,8•36= 101 мкСм

b = b₀ • = 2,8•25 = 70 мкСм

= b • U²ном = 101•220² = 4,89 Мвар

= b • U²ном = 70•220² = 3,39 Мвар

=2,35(AC240/32)

=1,5(AC400/51)

Линия 23,B3:

23=B3(L = 40)

r₀ = 0,121Ом/км

r = r₀ • L = 0,121 •40 = 4,84 Ом

х₀ = 0,1445 •lg + 0,0157 •µ = 0,1445 •lg + 0,0157 = 0,42 Ом/км

х = х₀ •L = 40 •0,42 = 16,8 Ом

b₀ = = 2,7 мкСм

b = b₀ • L = 2,7•40 = 108 мкСм

Qc = b • U²ном = 108•220² = 5,22 Мвар

=2,35(AC240/32)

=1,5(AC400/51)

Линия B4:

L = 25

r₀ = 0,249 Ом/км ;

r = r₀ • L = •0,249 •25 = 3,11 Ом

х₀ = 0,1445 •lg + 0,0157 •µ = 0,1445 •lg + 0,0157 = 0,39 Ом/км

х = х₀ •L = 25•0,39 = 4,98 Ом

b₀ =• = 2,86 мкСм•

b = 2• b₀ • L =2• 2,86•25 = 143 мкСм

Qc = b • U²ном = 143•110² = 1,73 Мвар

Линия AВ:

L = 108

r₀ = 0,121 Ом/км

r = •r₀ • L = •0,121 •108 = 6,5 Ом

х₀ = 0,1445 •lg + 0,0157 •µ = 0,1445 •lg + 0,0157 = 0,43 Ом/км

х =•х₀ •L = •108 •0,43 = 23,3 Ом

b₀ = = 2,63 мкСм

b = 2•b₀ • L = 2•2,66•108 = 568,5 мкСм

Qc = b • U²ном = 568,5•110² = 6,8 Мвар

Таблица 6:

Линия	длина , км	U kB	диаметр, мм	r0, Ом/км	r, Ом	х , Ом	b, мкСм	G мкСм	ДРк, МBT	Qc, Мвар
									при U=220	при U=220
B1	36	220	27,5	0,075	2,7	14,66	101	1,1	0,05	4,89
12	25	220	27,5	0,075	1,875	10	70	1,23	0,06	3,39
23	40	220	21,6	0,121	4,84	16,8	108	1,96	0,095	5,2
B3	40	220	21,6	0,121	4,84	16,8	108	1,24	0,06	5,2
AВ	108	110	15,2	0,121	6,5	23,3	568,5	-	-	6,8
В4	25	110	21,6	0,249	3,11	4,98	143	-	-	1,73

Рассчитаем параметры трансформаторов.

По [1.3, табл. 6.13.] находим каталожные данные трансформатора ТРДЦН-63000/110:

S_HOM = 25 MBA

U_H0M,_B = 115кВ

U_H0M,_H= 6,3/6,3 кВ

U_K=10,5%

ДРк = 120 кВт

ДРхх = 25 кВт

I_ХХ = 0,75%

Активное сопротивление трансформатора:

R_Т = Ом

Реактивное сопротивление трансформатора:

Х_Т = Ом

Потери холостого хода:

ДQ_ХХ = Мвар

ДS_ХХ = 0,25 + j 0,175 МВА

При:

U = 220 кВ

Для ПС №1,2,3:

ДS_ХХЭ1 = 2•ДS_ХХ = 2•(0,082 + j 0,504) = 0,164 + j 1,008 МВА

Z _ТЭ1 = Z _Т /2 = (3,9 + j 100,7) / 2 = (1,95 + j 50,35) Ом

ДS_ХХЭ2 = 2•ДS_ХХ = 2•(0,25 + j 0,175) = 0,05 + j 0,35 = МВА

Z _ТЭ2 = Z _Т /2 = (2,54 + j 55,9) / 2 = (1,27 + j 27,95) Ом

Выбираем компенсирующие устройства:

Таблица 7:

ПС	Тип	QКУ, РАСЧ	QКУ, РАСЧ. 1СТ.	Q РАСП.	QКШБ, РАСП. С УЧЕТОМ СТ. РЕГ.	ДPКУ
№1	CК	24,64	6,16	7,5	24,64	0,225
№2	КШБ	18,22	4,555	4,9	19,6	0,021
№3	CК	37,39	9,35	10	37,39	0,3

Таблица 8:

тип	вс-сн вн-нн сн-нн			R ВН СН НН	X ВН СН НН
АТДЦН 125000/220/110	305	-	65	0,5	0,55	0,48	3,2	59,2	0	131	625
	230 121

4.2 Исходные данные к расчету основных нормальных и утяжеленных режимов максимальных и минимальных нагрузок сети

Рассчитаем мощности в узлах.

1) Основной режим работы электропередачи.

а) Режим максимальных нагрузок:

U_H0M = 242

U = 242 кВ

Для ПС №1,2,3:

ДS_ХХЭ1 = 2•ДS_ХХ • = 0,164+1,008 • = 0,18 + j 1,116 МВА

ДS_ХХЭ = 2•ДS_ХХ=0,13+1,25

Таблица 9:

		ЛИНИИ
4,1	0,07	12
5,9	0,06	B1
6,32	0,07	B3
6,32	0,1	23

=0,03-j2,95+0,18+j1,116+0,035-j2,05=0,245-j3,884

б) Режим минимальных нагрузок:

U_H0M = 220

Таблица 10:

		ЛИНИИ
3,39	0,06	12
4,89	0,05	B1
5,2	0,06	B3
5,2	0,095	23

Для ПС №1,2,3:

ДS_ХХЭ1 = 2•ДS_ХХ = 2•(0,082 + j 0,504) = 0,164 + j 1,008 МВА

б) утяжеленный режим максимальных нагрузок:

U_H0M = 242

Отключена линия В1

в) Утяжеленный режим минимальных нагрузок:

U=220

Отключена линия В1

Нагрузка с учетом компенсирующих устройств:

Режим максимальных нагрузок:

56+j42 =56,225+j17,36

0,225-j24,64

79,2+j42,74 =79,221+j23,14

0,021-j19,6

98,4+j68,68 =98,7+j31,29

0,3-j37,39

42+j27,13

Режим минимальных нагрузок:

= (56,225+j17,36)0,72=40,48+j12,5

= (79,221+j23,14)0,72=57,024+j16,66

= (98,7+j31,29)0,72=70,85+j22,53

(42+j27,13)0,72=30,24+j19,53

Таблицы исходных данных нормальный режим максимальных нагрузок:

Число ветвей	Число узлов	,кВ	Класс точности
11	10	242	0,1

Начало	Конец	R,Oм	X,Oм
11	1	2,7	14,66	1,0
1	2	1,875	10	1,0
2	3	4,84	16,89	1,0
3	11	4,84	16,89	1,0
4	10	6,5	23,31	1,0
9	10	3,14	4,98	1,0
5	1	1,95	50,35	36,5
6	2	1,95	50,35	36,5
7	3	1,95	50,35	36,5
10	11	1,1	59,2	1,9
8	4	1,27	27,95	18,25

Номерузла	P,MBТ	Q,MBAр
1	-0,245	3,884
2	-0,265	4,094
3	-0,265	5,204
4	-0,1	0,52
5	-56,2	-17,4
6	-79,2	-23,14
7	-98,7	-31,29
8	-42	-27,13
9	82,68	57,5
10	-0,13	3,015

Нормальныйрежимминимальныхнагрузок:

Числоветвей	Числоузлов	,кВ	Классточности
11	10	220	0,1

Начало	Конец	R,Oм	X,Oм
11	1	2,7	14,66	1,0
1	2	1,875	10	1,0
2	3	4,84	16,89	1,0
3	11	4,84	16,89	1,0
4	10	6,5	23,31	1,0
9	10	3,14	4,98	1,0
5	1	1,95	50,35	36,5
6	2	1,95	50,35	36,5
7	3	1,95	50,35	36,5
10	11	1,1	59,2	1,9
8	4	1,27	27,95	18,25

Номерузла	P,MBТ	Q,MBAр
1	-0,025	2,445
2	-0,2415	3,287
3	-0,2415	4,192
4	-0,1	0,52
5	-40,48	-12,5
6	-57,024	-16,66
7	-70,85	-22,53
8	-30,24	-19,53
9	82,68	57,5
10	-0,13	3,015

Утяжеленный режим максимальных нагрузок:

Числоветвей	Числоузлов	,кВ	Классточности
10	10	242	0,1

Начало	Конец	R,Oм	X,Oм
1	2	1,875	10	1,0
2	3	4,84	16,89	1,0
3	11	4,84	16,89	1,0
4	10	6,5	23,31	1,0
9	10	3,14	4,98	1,0
5	1	1,95	50,35	36,5
6	2	1,95	50,35	36,5
7	3	1,95	50,35	36,5
10	11	1,1	59,2	1,9
8	4	1,27	27,95	18,25

Номерузла	P,MBТ	Q,MBAр
1	-0,215	0,934
2	-0,265	4,094
3	-0,265	5,204
4	-0,1	0,52
5	-56,2	-17,4
6	-79,2	-23,14
7	-98,7	-31,29
8	-42	-27,13
9	82,68	57,5
10	-0,13	3,015

Утяжеленный режим минимальных нагрузок:

Числоветвей	Числоузлов	,кВ	Классточности
10	10	220	0,1

Начало	Конец	R,Oм	X,Oм
1	2	1,875	10	1,0
2	3	4,84	16,89	1,0
3	11	4,84	16,89	1,0
4	10	6,5	23,31	1,0
9	10	3,14	4,98	1,0
5	1	1,95	50,35	36,5
6	2	1,95	50,35	36,5
7	3	1,95	50,35	36,5
10	11	1,1	59,2	1,9
8	4	1,27	27,95	18,25

Номерузла	P,MBТ	Q,MBAр
1	-0,464	0,687
2	-0,2415	3,287
3	-0,2415	4,192
4	-0,1	0,52
5	-40,48	-12,5
6	-57,024	-16,66
7	-70,85	-22,53
8	-30,24	-19,53
9	82,68	57,5
10	-0,13	3,015

3.4 Расчет основного режима максимальных нагрузок методом последовательных приближений в два этапа трансформатора подстанции№1

Возьмем для расчета эквивалентный трансформатор в пункте питания первой нагрузки, т.е.ТРДЦН-63000/220 (1-2 элемент сети).

Мощность на конце трансформатора 56+j42МВА, напряжение на высшей стороне трансформатора:

U₁=238кВ

Определим неизвестное напряжение U₂ и мощность S₁,а также все токи.

Рисунок4.РасчетнаясхематрансформатораПС1:

Расчет выполним методом последовательных приближений в два этапа:

3,9+j100,7[]

82,0+j504[]

56+j42МВА

1,95+j50,35[]

164+j1008[]

1-й этап. Принимаем все напряжение в узлах равным U_ном и определяем потоки и потери мощности в линиях:

МВА

МВА

МВА

МВА

2-й этап. Определяем напряжение U₂ по известному напряжению U₁ и потоку мощности S`₁₂, определенному на 1-мэтапе:

кВ;

кВ.

Расчет токов:

А

А

А

3.5 Векторная диаграмма напряжений и токов одного из элементов сети

Размещено на Allbest.ru