Расчеты тока генератора, допустимости синхронизации, заземляющего устройтва подстанции

Размещено на http://www.allbest.ru/

Контрольная работа №1

по дисциплине: «Электроэнергетика, часть 1»

Преподаватель:

Дата:

Оценка:

Санкт-Петербург

2013

Задача №1

Синхронный генератор G включается на параллельную работу методом точной ручной синхронизации. В момент включения генераторного выключателя Q напряжение генератора и системы равны U=U_c , отклонение частот генератора и системы составляет =_c-, угол между векторами напряжений генератора U и системы U_c составляет _ВКЛ

Рассчитать ток генератора в момент включения I"_вкл и проверить допустимость синхронизации при заданных значениях f и _вкл.

Оценить успешность синхронизации генератора с системой при заданных значении и _вкл.

Построить в координатах и _вкл границу области успешной синхронизации генератора.

Дано:

S_ном = 78,75 МВ*А

U_ном = 10,5 кВ

Х_d = 0,15 о.е.

Т_j = 5 c.

X_св = 0,2 Ом

= 1,5 Гц.

_вкл = 60^о

S_ном - номинальная мощность генератора;

U_ном - номинальное напряжение генератора;

Х_d” - сопротивление генератора в момент включения;

Т_J - инерционная постоянная времени генератора;

Х_св - сопротивление между генератором и системой, приведенное к напряжению генератора;

Дf - отклонение частоты генератора от частоты системы;

_вкл - угол между вектором напряжения генератора и вектором напряжения системы в момент включения генератора.

Решение: синхронизация генератор ток заземляющий

Расчет тока включения генератора

Примем, что в момент включения генератора U = U_c = U_ном. Тогда в соответствии с векторной диаграммой (рис. 4.1,б) геометрическая разность между векторами напряжений генератора и системы составит

1. U = 2U_ном = 2*10,5 =10,5 кВ.

Тогда ток включения генератора при ручной синхронизации вычисляется по формуле:

2. кА.

Поскольку напряжение генератора U и сопротивление связи X_св заданы в именованных единицах, а сопротивление генератора задано в относительных единицах, последнее следует перевести в именованные единицы

3. Ом;

I''_вкл =14,8 кА

Начальный ток трехфазного КЗ на выводах генератора определяется по формуле:

4. кА,

где Е_q''- ЭДС генератора в начальный момент КЗ, принимаемая равной Е_q'' = (1,05…1,1)U_ном.

Допустимость включения генератора в сеть при заданном угле и_вкл и сопротивлении связи Х_св между генератором и системой оценивается по соотношению

5. I”_вкл ? I”_кз;

I”_вкл=14,8 кА < I”_кз=30,31 кА.

поскольку генератор рассчитан на динамическое воздействие тока, не превышающего ток трехфазного КЗ на его выводах.

Оценка успешности синхронизации

Условия успешной синхронизации генератора имеют вид

6. и .

Первое условие очевидно и его выполнение не вызывает затруднений. В реальных условиях пуска генератора второе и третье условия строго не выполняются. Поэтому закономерен вопрос: будет ли успешной синхронизация генератора при некоторых отличных от нуля значениях f и и_вкл.

Условие успешной синхронизации генератора при f 0 и и_вкл 0, сформулированное А.А. Горевым в «Избранных трудах по вопросам устойчивости», имеет вид

7. .

Для заданных значений f 0 и и_вкл 0 следует проверить условие успешной синхронизации генератора.

Гц.

Условие успешной синхронизации выполняется Дf=1,5 <2,18.

Построение области успешной синхронизации генератора.

Для построения границы области успешной синхронизации следует воспользоваться последним соотношением, записав его в форме равенства:

8. Гц

Задаваясь значением вкл=0, 30, 60, … 180° и вкл=-30, -60, … -180°, из последнего равенства находятся соответствующие значения Дf. Далее в координатах вкл и Дf строим область успешной синхронизации генератора.

Для вкл=0	Гц
Для вкл=30	Гц
Для вкл=60	Гц
Для вкл=90	Гц
Для вкл=120	Гц
Для вкл=150	Гц
Для вкл=180	Гц

Такие же значения Дf для _вкл=-30, -60, … -180°.

Рис. 3 Область успешной синхронизации генератора

Вывод: при заданных значениях Дf=1,5 и _вкл= 60° синхронизация генератора успешна.

Задача № 2

Для заданных режимов работы автотрансформатора АТ (рис. 1) номинальной мощностью S_ном рассчитать токи обмоток АТ и проверить допустимость каждого режима.

При расчетах принять одинаковыми коэффициенты мощности нагрузок высшего S_в, среднего S_с и низшего S_н напряжений. Напряжения присоединенных к АТ сетей считать равными соответствующим нормальным напряжениям АТ U_вн, U_сн, U_нн.

Таблица 1. Исходные данные.

Параметр	Рис а, б	Рис в, г
Sв, МВ·А	250	165
Sс, МВ·А	165	250
Sн, МВ·А	Рассчитать
Uвн, кВ	220	500
Uсн, кВ	110	330
Uнн, кВ	6,3	10,5
Sном, МВ·А	250	250
Sнн ном, МВ·А	100	100



Решение для рис. (а, б):

Под номинальной мощностью S_ном автотрансформатора АТ понимается наибольшая мощность, которую можно передать в сеть высшего (среднего) напряжения или принять из этой сети.

Отличительной особенностью АТ от трехобмоточных трансформаторов является возможность передачи мощности между обмотками высшего и среднего напряжения не только магнитным, но и электрическим путем (рис. 2). Чем больше доля мощности, передаваемой электрическим путем, тем выгоднее АТ по сравнению с трехобмоточным трансформатором.

Коэффициент выгодности АТ (коэффициент типовой мощности) определяется по выражению

1. .

Типовая мощность АТ, т.е. мощность, передаваемая магнитным путем между обмотками высшего и среднего напряжений, вычисляется как



2. .

Эта типовая мощность определяет мощность обмоток АТ, и, следовательно, его габариты и стоимость. Общая обмотка 01 и последовательная обмотка 12 (рис. 2) рассчитываются на типовую мощность:

;

;

МВ·А.

Поэтому, чем меньше коэффициент б, тем выгоднее АТ по сравнению с трансформатором.

Номинальные токи общей и последовательной обмоток АТ, рассчитанных на типовую мощность, составляют:

4. ;;

кА;

кА.

Обмотка низшего напряжения АТ выполняется на номинальную мощность, составляющую S_{нн ном}=(25…50)% S_ном. Номинальный ток обмотки низшего напряжения составляет

кА.

В энергосистеме АТ может работать в следующих режимах:

Передачи мощности из одной (любой) обмотки в две другие;

Передачи мощности из двух (любых) обмоток в третью.

Особенности АТ накладывают определенные ограничения на возможные режимы его работы в энергосистеме, что приходится учитывать при выборе схем электрических соединений электростанций и подстанций. Токи в общей, последовательной и обмотке низшего напряжения не должны превышать номинальные токи этих обмоток. Для проверки этого условия необходимо рассчитать токи на стороне высшего, среднего и низшего напряжений.

Ток обмотки высшего и среднего напряжения:

кА;

кА.

Мощность S_н, потребляемую или выдаваемую на стороне низшего напряжения АТ, следует рассчитать по балансу мощностей в узле установки АТ при пренебрежении потерями мощности в АТ

МВ·А.

Ток обмотки низшего напряжения

кА.

Ток общей обмотки в каждом из рассматриваемых режимов

кА.

Ток в последовательной обмотке в каждом из рассматриваемых вариантов

кА.

Допустимость режима АТ оценивается по выполнению условий, что токи в общей, последовательной и обмотке низшего напряжения не должны превышать номинальные токи этих обмоток.

;;

Вывод: условие не выполняется по току общей обмотки в каждом из рассматриваемых режимов , значит необходимо уменьшать U_вн, чтобы выполнялось условие.

Решение для рис. (в, г)

Коэффициент выгодности АТ (коэффициент типовой мощности) определяется по выражению

1.

Типовая мощность АТ, т.е. мощность, передаваемая магнитным путем между обмотками высшего и среднего напряжений, вычисляется как

2. .

Эта типовая мощность определяет мощность обмоток АТ, и, следовательно, его габариты и стоимость. Общая обмотка 01 и последовательная обмотка 12 (рис. 2) рассчитываются на типовую мощность

3. МВ·А

Поэтому, чем меньше коэффициент б, тем выгоднее АТ по сравнению с трансформатором.

Номинальные токи общей и последовательной обмоток АТ, рассчитанных на типовую мощность, составляют:

4. кА;

кА.

Обмотка низшего напряжения АТ выполняется на номинальную мощность, составляющую S_{нн ном}=(25…50)% S_ном. Номинальный ток обмотки низшего напряжения составляет:

кА

Ток обмотки высшего и среднего напряжения:

кА;

кА.

Мощность S_н, потребляемую или выдаваемую на стороне низшего напряжения АТ. следует рассчитать по балансу мощностей в узле установки АТ при пренебрежении потерями мощности в АТ

МВ·А.

Ток обмотки низшего напряжения

кА.

Ток общей обмотки в каждом из рассматриваемых режимов

кА.

Ток в последовательной обмотке в каждом из рассматриваемых вариантов

кА.

Допустимость режима АТ оценивается по выполнению условий что токи в общей, последовательной и обмотке низшего напряжения не должны превышать номинальные токи этих обмоток:

;;



Вывод: условие не выполняется по току общей обмотки в каждом из рассматриваемых режимов , значит необходимо уменьшать U_вн, чтобы выполнялось условие.

Задача № 3

Рассчитать заземляющее устройство подстанции с высшим напряжением 110 кВ. Вертикальные заземлители выполнить стальными прутками диаметром d?16 мм длиной l_в =5 м и расположить по периметру подстанции. Горизонтальные заземлители выполнить стальной полосой 40х4 мм, закладываемой:

- По периметру подстанции;

- Двумя дополнительными продольными полосами вдоль подстанции;

- Дополнительными поперечными полосами на расстоянии от периферии к центру подстанции не более 4, 5, 6, 7, 9, 11, 13, 16, 20 м.

Стальная горизонтальная полоса закладывается на глубине t_г=0,7 м и соединяет верхние концы заглубленных вертикальных заземлителей.

Таблица 1. Исходные данные

Параметры	Данные
а х b, м	50х90
с, Ом·м	45
Rест, Ом	1,8

	4	5	6	7	7	8	8	8	8	7	7	6	5	4
																16,7
50																16,7
																16,7
								90

Рис. 1 Схема расположения горизонтальных заземлителей.

В соответствии с ПУЭ сопротивление заземляющего устройства электроустановки напряжением 110 кВ должно быть R_зу?0,5 Ом. Поэтому при заданном сопротивлении естественных заземлителей R_ест сопротивление искусственного заземлителя должно быть:

1. Ом.

Расчетное сопротивление грунта:

2. - горизонтальное;

- вертикальное.

Где К_с - коэффициент сезонности, учитывающий высыхание и промерзание грунта; К_с=2…3,5 для горизонтальных заземлителей; К_с=1,15…1,45 для вертикальных заземлителей.

Сопротивление горизонтального заземлителя (стальной полосы)

3. Ом,

где l_г - суммарная длина горизонтального заземлителя в соответствии с рис. 1;

с=0,04 м - ширина стальной полосы;

t_г=0,7 м - глубина заложения горизонтального заземлителя.

Сопротивление горизонтального заземлителя с учетом коэффициента использования:

4. Ом.

Коэффициент з_Г учитывает увеличение сопротивления заземлителя вследствие явления экранирования соседних электродов. Величина з_Г принимается по таблице 2 для предварительно принятого количества вертикальных заземлителей N_в и отношения расстояния между вертикальными заземлителями а_в к их длине l_в:

а_в = 8 м;

l_в= 5 м;

N_в=20.

Коэффициент з_Г для горизонтальных заземлителей = 0,32.

Требуемое сопротивление вертикальных заземлителей:

Ом.



Таблица 2

ав/lв	Количество вертикальных заземлителей Nв
	20	30	40	50
Коэффициент зГ для горизонтальных заземлителей
1	0,27	0,24	0,23	0,21
2	0,32	0,3	0,29	0,28
3	0,45	0,41	0,39	0,37
Коэффициент зв для вертикальных заземлителей
1	0,47	0,44	0,41	0,4
2	0,64	0,61	0,58	0,56
3	0,71	0,69	0,67	0,66

5. Сопротивление одного вертикального заземлителя:

Ом,

где l_в=5 м - длина вертикального заземлителя;

d?16 мм - диаметр вертикального заземлителя;

t_в=3,2 м - глубина заложения, равная расстоянию от поверхности земли до середины вертикального заземлителя.

з_в = 0,47 из таблицы 2.

Расчетное количество вертикальных заземлителей с учетом коэффициента использования:

Принятое количество вертикальных заземлителей удовлетворяет заданным условиям.



Задача №4

Выполнить расчет установившегося режима замкнутой электрической сети, приведенной на рис. 4.6. Исходные данные принять в соответствии с табл. 4.6.

Рис. 4.6. Схема электрической сети

Параметр
	4
Uном, кВ	110
UА, кВ	112
Р1, МВт	10
Р2, МВт	20
Р3, МВт	15
Q1, Мвар	6
Q2, Мвар	12
Q3, Мвар	8
Sт1 ном,МВ.А	16
Sт2 ном,МВ.А	32
Sт3 ном, МВ.А	25
LA1, км	15
L12, км	20
L23, км	30
LA3, км	10
F, мм2	150



А - центр питания сети;

U_ном номинальное напряжение сети;

UА напряжение в центре питания;

Рi, Qi, расчетные нагрузки на вторичной стороне трансформаторов Т;

S_{тi ном} - номинальные мощности трансформаторов Т;

L_ij длины линий между узлами i и j;

F сечения проводов линий.

Последовательность расчета установившегося режима электрической сети:

1. Определение параметров линий и трансформаторов и составление схемы замещения сети.

2. Приведение нагрузок узлов к первичному напряжению.

3. Расчет предварительного потокораспределения в замкнутой сети; определение узла потокораздела.

4. Уточненный расчет потокораспределения и напряжений на первичной стороне трансформаторов.

5. Расчет напряжений на вторичной стороне трансформаторов.

1. Определение параметров линий и трансформаторов и составление схемы замещения электрической сети

Параметры схем замещения линий рассчитываются по указанным в табл. 4.7 погонным параметрам сталеалюминиевых проводов. Для каждой линии между узлами i и j активное и индуктивное сопротивления, емкостная проводимость и зарядная мощность составят

Сечение, мм2	150
rо, Ом/км	0,2
хо, Ом/км	0,42
bо, См/км	2,7.10-6

R_ij = r_oL_ij; X_ij = x_oL_ij; B_ij = b_oL_ij;

Q_cij = U_ном²B_ij.

R _А1 = r₀*L_A1 = 0,2 Ом/км * 15 км = 3,0 Ом

R ₁₂ = r₀*L₁₂ = 0,2 Ом/км * 20 км = 4,0 Ом

R ₂₃ = r₀*L₂₃ = 0,2 Ом/км * 30 км = 6 Ом

R _А3 = r₀*L_A3 = 0,2 Ом/км * 10 км =2 Ом

Х _А1 = х₀*L_A1 = 0,42 Ом/км * 15 км = 6,3 Ом

Х ₁₂ = х₀*L₁₂ = 0,42 Ом/км * 20 км = 8,4 Ом

Х ₂₃ = х₀*L₂₃ = 0,42 Ом/км * 30 км = 12,6 Ом

Х _А3 = х₀*L_A3 = 0,42 Ом/км * 10 км = 4,2 Ом

В _А1 = b₀*L_A1 = 2,7*10^-6 Cм/км *15 км = 40,5 *10 ^-6 См

В ₁₂ = b₀*L₁₂ = 2,7*10^-6 Cм/км * 20 км = 54 * 10 ^-6 См

В ₂₃ = b₀*L₂₃ = 2,7*10^-6 Cм/км * 30 км = 81 * 10 ^-6 См

В _А3 = b₀*L_A3 = 2,7*10^-6 Cм/км *10 км = 27 *10 ^-6 См

Q _{С A1} = U _ном² * B _A1 = 110² * 40,5 *10^-6 = 0,49 Мвар

Q _{С 12} = U _ном² * B ₁₂ = 110² * 54,0 *10^-6 = 0,65 Мвар

Q _{С 23} = U _ном² * B ₂₃ = 110² * 81 *10^-6= 0,98 Мвар

Q _{С A3} = U _ном² * B _A3 = 110² * 27 *10^-6 = 0,33 Мвар

Результаты сводим в таблицу:

Ra1	3,0	Ом
R12	4,0	Ом
R23	6	Ом
Ra3	2	Ом
Xa1	6,3	Ом
X12	8,4	Ом
X23	12,6	Ом
Xa3	4,2	Ом
Ba1	40,5 *10 -6	См
B12	54 *10 -6	См
B23	81 *10 -6	См
Ba3	27 *10 -6	См
Qca1	0,49	Мвар
Qc12	0,65	Мвар
Qc23	0,98	Мвар
Qca3	0,33	Мвар

Параметры схем замещения трансформаторов рассчитываются по указанным в табл. 4.8 справочным данным трансформаторов. Для трансформатора в узле i эти параметры составят

; ; .

R_T1=86*115²*10³/16000²=4,44 Ом;

R_T2=120*115²*10³/25000²=2,54 Ом;

R_T3=145*115²*10³/32000²=1,87 Ом;

Х_Т1=10,5*115²*10³/100*16000=86,7 Ом

Х_Т2=10,5*115²*10³/100*25000=55,54 Ом

Х_Т3=10,5*115²*10³/100*32000=43,39 Ом

?Q_x1=0,85*16МВА/100=0,136 Мвар;

?Q_x2=0,75*25МВА/100=0,1875 Мвар;

?Q_x3=0,75*32МВА/100=0,240 Мвар

	Uвн	Uнн	?Px	?Pk	uk%	Ix%
ТДН-16000/110	115	11	21	86	10,5	0,85
ТРДН-25000/110	115	10,5	25	120	10,5	0,75
ТРДН-32000/110	115	10,5	32	145	10,5	0,75

Схема замещения электрической сети представляет собой совокупность соединенных между собой схем замещения линий и трансформаторов.

Для удобства последующих расчетов замкнутая (кольцевая) сеть разрезается по центру питания А и представляется сетью с двухсторонним питанием от источников А и А' (рис. 4.7)

Рис. 4.7. Схема замещения кольцевой сети

2. Приведение нагрузок узлов к первичному напряжению

Нагрузка узла 1 составляет:

Р_1В=Р₁+ДP_Т1

ДP_Т1=ДP_X1+ДP_K*S₁² / S²_Т1ном

S₁=Р₁+Q₁

Имеем:

S₁=Р₁+Q₁=10 + j6 (заданная нагрузка на стороне н.н.) == 11,66 МВ*А

ДP_Т1=ДP_X1+ДP_K*S₁² / S²_Т1ном=0,021 МВт+0,086 МВт * 11,66² МВ*А / 16² МВА= 0,07 МВт

Р_1В=Р₁+ДP_Т1=10 МВт+0,07 МВт=10,07 МВт

Q_1В=Q₁+ДQ_Т1-(Q_СА1+Q_С12)

ДQ_Т1=ДQ_X1+u_K*S₁² / 100

S₁=11,66 МВ*А

ДQ_X1=0,136 Мвар

u_K=10,5 %

S_Т1ном=16 МВА

Q_СА1+Q_С12=0,49+0,65=1,14 Мвар



Имеем:

ДQ_Т1=ДQ_X1+u_K*S₁² / 100=0,136 Мвар +10,5*11,66² МВ*А/100*16² МВ*А=0,191 Мвар

Q_1В=Q₁+ДQ_Т1-(Q_СА1+Q_С12)=6 Мвар +0,191 Мвар -(0,49Мвар+0,65 Мвар) = 5,051 Мвар

Нагрузка узла 2 составляет:

Р_2В=Р₂+ДP_Т2

ДP_Т2=ДP_X2+ДP_K*S₂² / S²_Т2ном

S₂=Р₂+Q₂

Имеем:

S₂=Р₂+Q₂=20+j12 (заданная нагрузка на стороне н.н.) == 23,32 МВ*А

ДP_Т2=ДP_X2+ДP_K*S₂² / S²_Т2ном=0,025 МВт+0,120 МВт * 23,32² МВ*А / 25² МВ*А=0,129 МВт

Р_2В=Р₂+ДP_Т2=20 МВт+0,129 МВт=20,129 МВт

Q_2В=Q₂+ДQ_Т2-(Q_С12+Q_С23)

ДQ_Т2=ДQ_X2+u_K*S₂²/100S²_Т2ном

S₂= 23,32 МВ*А

ДQ_X2=0,1875 Мвар

u_K=10,5 %

S_Т2ном=25 МВА

Q_С12+Q_С23=0,65+0,98=1,63 Мвар



Имеем:

ДQ_Т2=ДQ_X2+u_K*S₂²/100S²_Т2ном =0,1875 Мвар+10,5*23,32² МВ*А /100*25² МВ*А=0,28 Мвар;

Q_2В=Q₂+ДQ_Т2-(Q_С12+Q_С23) =12 Мвар+0,28 Мвар-(0,65 Мвар+0,98 Мвар)=10,65 Мвар;

Нагрузка узла 3 составляет:

Р_3В=Р₃+ДP_Т3

ДP_Т3=ДP_X3+ДP_K*S₃² / S²_Т3ном

S₃=Р₃+Q₃

Имеем:

S₃=Р₃+Q₃=15+j8 (заданная нагрузка на стороне н.н.) ==17 МВ*А;

ДP_Т3=ДP_X3+ДP_K*S₃² / S²_Т3ном=0,032 МВт+0,145 МВт * 17² МВ*А / 32² МВ*А=0,073 МВт;

Р_3В=Р₃+ДP_Т3=15 МВт+0,073 МВт=15,073 МВт;

Q_3В=Q₃+ДQ_Т3-(Q_С23+Q_СА3)

ДQ_Т3=ДQ_X3+u_K*S₃² / 100S²_Т3ном

S₃=17 МВ*А;

ДQ_X3=0,240 Мвар

u_K=10,5 %

S_Т3ном=32 МВА

Q_С23+Q_СА3=0,98+0,33=1,31



Имеем:

ДQ_Т3=ДQ_X3+u_K*S₃² / 100S²_Т3ном=0,240 Мвар+10,5*17² МВ*А / 100*32² МВ*А=0,27 Мвар;

Q_3В=Q₃+ДQ_Т3-(Q_С23+Q_СА3)=8 Мвар+0,27 Мвар-(0,98 Мвар +0,33 Мвар)=6,96 Мвар;

После приведения всех нагрузок к высшему напряжению схема замещения сети принимает вид, показанный на рис. 4.8.

Рис. 4.8. Схема замещения сети после приведения нагрузок к высшему напряжению

3. Расчет предварительного потокораспределения в замкнутой сети; определение узла потокораздела

Предварительное потокораспределение в замкнутой сети, линии которой выполненной проводами одинакового сечения, можно рассчитывать по длинам линий. В этом случае выражение для мощностей на участке А1 определяется по выражению

=(10070*(20+30+10)+20129*(30+10)+15073*10)/(15+20+30+10)=20801,2 кВт;



= =(5051*(20+30+10)+10650*(30+10)+6960*10)/(15+20+30+10)=10648,8 кВар.

Аналогично рассчитываются мощность Р_А3 и Q_A3 на участке А3.

=(15073*(20+30+15)+20129*(15+20)+10070*15)/(15+20+30+10)=24470,8 кВт;

= =(6960*(20+30+15)+10650*(15+20)+5051*15/(15+20+30+10)=12012,2 кВар.

Мощности, протекающие по другим участкам электрической сети (участкам 12 и 23), рассчитываются по первому закону Кирхгофа:

Р₁₂ = Р_А1 Р_1в=20801,1-10070=10731,1 кВт; Q₁₂ = Q_А1 Q_1в=10648,8-5051=5597,8 кВар;

Р₃₂ = Р_А'3 Р_3в=24470,8-15073=9397,8 кВт; Q₃₂ = Q_А'3 Q_3в=12012,2-6960=5052,2 кВар.

В результате расчета предварительного потокораспределения определяется узел потокораздела. Это узел, к которому мощности притекают справа и слева. По узлу потокораздела замкнутая сеть делится на две разомкнутые схемы.

Предположим, что в схеме рис. 4.8 узел 2 - узел потокораздела. На рисунке этот узел обозначен символом . Исходная замкнутая сеть делится на две разомкнутые схемы: А…2 и А'…2. Нагрузки в конце каждой схемы, полученные в результате расчета предварительного потокораспределения, составляют S₁₂ и S₃₂.

4. Уточненный расчет потокораспределения и напряжений на первичной стороне трансформаторов

Этот расчет в контрольной работе достаточно выполнить для одной из разомкнутых схем, полученных в п.3. Схема А...2 приведена на рис. 4.9.

Рис. 4.9. Разомкнутая электрическая сеть

Расчет разомкнутой сети выполняется в два этапа.

На первом этапе рассчитывается потокораспределение в схеме с учетом потерь мощности. Расчет ведется по номинальному напряжению сети U_ном от ее конца (узла 2) к началу (источнику А). Мощность S₁₂ в конце линии 12 известна из расчета предварительного потокораспределения замкнутой сети.

Потери мощности в линии 12 определяются по выражениям

= (10731,1²⁺5597,8²)/110² *4= 48,43 кВт;

=(10731,1²+5597,8²)/110² *8,4=101,7 кВар.

Мощность в начале линии 12 составит

=10731,1+48,43=10779,53 кВт;

=5597,8+101,7=5699,5 кВар.



Мощность в конце линии А1 составит

=10779,53+10070=20849,53 кВт;

=5699,5+5051=10750,5 кВар.

Далее находятся потери мощности в линии А1 (Р_А1 и Q_А1) и мощность в начале линии А1 ( и ).

= (20801,2²+10648,8²)/110² *3= 135,4 кВт;

= (20801,2²+10648,8²)/110² *6,3= 284 кВар.

Мощность, потребляемая схемой, от источника питания А составит

Р_А1+Р_А1=20801,2+135,4=20936,6 кВт

= Q_А1+Q_А1=10650+284=10934 кВар

=20936,6 кВт; =10934-0,49/2=10933,7 кВар. (Проверка)

На втором этапе рассчитываются напряжения в узлах электрической сети (напряжения на первичной стороне трансформаторов). Расчет ведется от начала схемы (источника А) к ее концу (узлу 2).

В электрических сетях напряжением 110…220 кВ можно пренебречь поперечной составляющей падения напряжения ввиду ее несущественного влияния на точность расчетов. Поэтому в дальнейшем учитывается только продольная составляющая падения напряжения, называемая потерей напряжения.

Потеря напряжения в линии А1 составит

=(20936,6*3+10934*6,3)/112=1,2 кВ.

Потеря напряжения в линии 12 составит

=(10779,53*4+5699,5*8,4)/112=0,812 кВ.

Напряжение в узле 1 составит

=112-1,2=110,8 кВ.

Напряжение в узле 2 составит

=110,8-0,812=110 кВ.

5. Расчет напряжений на вторичной обмотке трансформаторов

Напряжения на первичной обмотке трансформаторов Т рассчитаны в п. 4. В частности, известно напряжение U₁ на первичной обмотке трансформатора Т₁ (рис. 4.10).

Рис. 4.10. К расчету напряжения на вторичной обмотке трансформатора

Потеря напряжения в трансформаторе Т₁ составит

=(10000*4,44+6000*86,79)/110,8=5,1 кВ

Напряжение на вторичной обмотке трансформатора Т₁, приведенное к высшему напряжению составит

U₁^' = U₁ U_т1=110,8-5,1=105,7 кВ.

Действительное напряжение на вторичной обмотке трансформатора Т₁ составит

=105,7*11/115=10,11 кВ,

где k_т1 - номинальный коэффициент трансформации трансформатора Т₁.

Потеря напряжения в трансформаторе Т2:

=(20000*2,54+12000*55,54)/110=6,5 кВ

U'₂=U₂-=110-6.5=103.5 кВ;

U''₂== 103.5*10.5/115=9.45 кВ

Размещено на Allbest.ru