Проверочный расчет баланса активной и реактивной мощности в сети

Выбор регулировочных ответвлений трансформаторов

Определение напряжения на стороне низшего напряжения подстанций

Активное и индуктивное сопротивления продольной ветви схемы замещения первой подстанции:

, (3.31)

(3.32)

Мощность в начале продольной ветви схемы замещения первой подстанции

, (3.33)

, (3.34)

Значения и определены в примере 3.3, таблица 3.2.

Продольная составляющая падения напряжения в продольной ветви схемы замещения первой подстанции

(3.35)

Напряжение на шинах низшего напряжения первой подстанции приведенное к стороне ВН

(3.36)

Принимаем в качестве желаемых напряжений на стороне НН подстанций:

1,05 U_н =10,5 кВ – для режима максимальных нагрузок

U_{ж нн} = U_н =10 кВ для режима минимальных нагрузок

1,05 U_н =10,5 кВ для послеаварийного режима

Желаемое регулировочное ответвление трансформатора на первой подстанции в режиме максимальных нагрузок

, (3.37

)

Величину ступени регулирования для трансформаторов класса 110 кВ принимаем по таблице 1.24 напряжения: =1,78.

Принимаем в качестве действительного регулировочного ответвления трансформаторов на первой подстанции в режиме максимальных нагрузок ближайшее меньшее целое число со знаком по отношении к.

=2

Для трансформаторов класса 110 кВ значение действительного ответвления должно лежать в диапазоне

, (3.38)

Условие 3.38 выполняется.

Действительное напряжение на стороне НН первой подстанции в режиме максимальных нагрузок

(3.39)

Аналогично выполняем расчеты для всех подстанций в режиме максимальных и минимальных нагрузок и послеаварийном режиме. Результаты расчетов сводим в таблицы 3.6, 3.7 и 3.8.

Таблица 3.6 – Выбор регулировочных ответвлений для режима максимальных нагрузок

№ п/с	U, кВ	Rт, Ом	Хт, Ом	Рт, Мвт	Qт, Мвар	ΔUт, кВ	^кВ	mж,	mд,	Uднн, кВ
	119,32	3,97	69,43	20,13	7,53	5,05	114,27	2,11		10,52
	118,42	2,20	43,39	25,11	8,80	3,69	114,73	1,67		10,62
	118,25	3,97	69,43	15,07	5,23	3,58	114,67	1,59		10,61
	116,06	7,94	138,86	11,08	4,27	5,86	110,19	0,52		10,60
	119,00	7,94	138,86	8,04	2,83	3,84	115,15	1,95		10,67

Таблица 3.7 – Выбор регулировочных ответвлений для режима минимальных нагрузок

№ п/с	U, кВ	Rт, Ом	Хт, Ом	Рт, Мвт	Qт, Мвар	ΔUт, кВ	^кВ	mж,	mд,	Uднн, кВ
	115,05	3,97	69,43	6,01	1,79	1,29	113,77	2,18		10,03
	114,92	2,20	43,39	7,51	2,18	0,97	113,96	2,27		10,05
	114,77	3,97	69,43	4,51	1,30	0,94	113,82	2,21		10,04
	114,21	7,94	138,86	3,31	0,99	1,44	112,77	1,66		10,12
	113,66	7,94	138,86	2,40	0,70	1,02	112,64	1,60		10,10

Таблица 3.8 – Выбор регулировочных ответвлений для послеаварийного режима

№ п/с	U, кВ	Rт, Ом	Хт, Ом	Рт, Мвт	Qт, Мвар	ΔUт, кВ	^кВ	mж,	mд,	Uднн, кВ
	117,50	7,94	138,86	20,13	7,53	5,132	112,37	-3,79	-4	10,54
	115,68	4,39	86,79	25,11	8,80	3,779	111,90	-3,36	-4	10,63
	115,18	7,94	138,86	15,07	5,23	3,672	111,51	-3,50	-4	10,60
	112,93	7,94	138,86	11,08	4,27	6,026	106,91	-3,95	-4	10,51

В послеаварийном режиме учитывалось отключение одного из двух трансформаторов на двух трансформаторных подстанциях – 1,2 и 3, что приводит к увеличению сопротивлений в схемах замещения подстанций. Для пятой одно трансформаторной подстанции, питающейся по одно цепной линии послеаварийный режим отсутствует.

Целью данного раздела является уточнение баланса активной и реактивной мощности в сети с учетом уточненных значений потерь активной и реактивной мощности найденных в разделе 3.

Баланс составляем для расчета максимальных нагрузок.

Баланс активной мощности.

Р_г=Р_потр=åР_нагр+Р_сн+Р_р+DР_сети, (4.1)

DР_сети= ΔP_Σл + ΔP_Σт (4.2)

где ΔP_Σл =1,53 -суммарные потери в линиях (таблица 3.5);

ΔP_Σт=1,00 МВт – суммарные потери в трансформаторах (таблица 3.2).

DР_сети=1,53+1,00=2,53 МВт

Р_г=Р_потр=79+3,95+7,9+2,53 = 93,38 МВт

ΔQ_Σл=1,61 Мвар ΔQ_Σт=15,57 Мвар

Баланс реактивных нагрузок.

Q_г= Q_потр= åQ_нагр+Q_сн+Q_р+DQ_сети-Q_ку (4.3)

DQ_сети= ΔQ_Σл + ΔQ_Σт- DQ_c (4.4)

где ΔQ_Σл =1,61Мвар -суммарные потери в линиях (таблица 3.5);

ΔQ_Σт=15,57 Мвар – суммарные потери в трансформаторах (таблица 3.2);

DQ_c = 10,15 Мвар – суммарная зарядная мощность ЛЭП (таблица 3.1)

DQ_сети=1,61+15,57-10,15=7,03 Мвар

Q_потр= åQ_нагр+Q_сн+Q_р+DQ_сети-Q_ку=

=68+10,4+10,4+7,03-47,16=42,43 Мвар

Располагаемая реактивная мощность генераторов энергосистемы

Q_г=Р_г*tg_сист=93,38*0,48= 45,23 Мвар;

Реактивная мощность небаланса

Q_неб= Q_потр - Q_г =42,43-45,23 = -2,79 Мвар.

Таким образом, предварительно выбранное значение суммарной реактивной мощности компенсирующих устройств оказалось больше чем требуется, на величину 2,79 Мвар. Можно уменьшить мощность компенсирующих устройств или повысить коэффициент мощности энергосистемы до величины

Если в результате расчета окажется, что мощность небаланса имеет положительный знак, то это свидетельствует о необходимости дополнительной установки компенсирующих устройств.

Дата добавления: 2014-10-15