150632 (594563), страница 2

Просмтор этого файла доступен только зарегистрированным пользователям. Но у нас супер быстрая регистрация: достаточно только электронной почты!

Текст из файла (страница 2)

– суммарная мощность потребителей;

Мощность нагрузок: ∑Р_н = 400,2 МВт.

2.2.2 Баланс реактивных мощностей

Балансу реактивной мощности в системе соответствует выражение

(4)

где суммарная реактивная мощность, вырабатываемая генераторами электростанции при коэффициенте мощности не ниже номинального;

Потребление реактивной мощности в системе слагается из нагрузок потребителей , собственных нужд электрических станций , потерь мощности в линиях и трансформаторах .

Потери реактивной мощности для воздушных линий примем 5% от модуля полной передаваемой по линии мощности при 110 кВ. Потери реактивной мощности в трансформаторах примем 7% от полной мощности, проходящей через трансформатор .

Полные нагрузки подстанций и потери реактивной мощности в трансформаторах сведены в таблицу 2.

Таблица 2 – Полные нагрузки на подстанциях и потери в трансформаторах

№ подстанции	Полная нагрузка, МВА		Потери в трансформаторах, МВАр
Элегаз	S=17,52		1,23
Федоровская	S =6,7		0,47
КНС-1	S =39,88		2,79
КНС-11	S =42,31		2,96
КНС-7	S =17,01		1,19
Брусничная	S =19,1		1,33
Яун-Лор	S =16,28		1,14
Вачимская	S =22,14		1,55
Нагрузка 1	S =11,51		0,8
Нагрузка 2	S=61.95		4,34
Нагрузка 3	S=39,84		2,78
Нагрузка 4	S=125.9		8,8
Итого	420	29,4

Потери реактивной мощности для воздушных линий:

МВАр

Потребление мощности в системе:

∑S_н = 420+(4.74+j29.37)+(8+j21)=420+29.75+22.47=472.22 МВт.

Итогом расчета баланса полной мощности является определение необходимой обменной мощности:

(5)

Из баланса мощности мы видим,что можно безболезненно для системы подключить нагрузку до 50 МВт.

2.3 Анализ работы трансформаторов установленных в системе

Необходимость в реконструкции подстанции возникает при перспективном росте трансформируемых мощностей, когда коэффициенты нагрузки и аварийной перегрузки трансформаторов превысят допустимые значения, установленные по ГОСТ 14209-85. На время максимума, аварийную перегрузку трансформаторов рекомендуется принимать равной 140%, продолжительностью до 6 часов, но не более 5 суток, при этом коэффициент загрузки в нормальном режиме работы трансформатора зависит от количества трансформаторов, установленных на подстанции.

Так как в рассматриваемом сетевом районе потребители в основном 2-й категории надежности, то следует обеспечить их электроснабжение во всех возможных после аварийных ситуациях на подстанциях. Для понижающих подстанций это условие выполняется, если:

(6)

Здесь – количество и единичная мощность трансформаторов, установленных на подстанциях;

– количество отключенных трансформаторов;

– определяется по наибольшей нагрузке с учетом возможного резервирования ( ) по сети низкого напряжения

Наибольшая нагрузка в нормальном режиме:

где – коэффициент совмещения максимума.

При проектировании можно принять = 1, = 0.

Приведем пример расчета потерь мощности и коэффициента аварийной перегрузки трансформатора на подстанции Брусничная.

Тип трансформатора ТДТН-25000/110/35/6.

На рисунке 1 - представлена схема замещения трёхобмоточного трансформатора.

Рисунок 1 – Схема замещения трёхобмоточного трансформатора

Количество трансформаторов – 2.

Справочные данные приведены в таблице 3 .

Таблица 3 – Справочные данные трансформатора ТДТН-25000/110/35/6

Мощность подстанции в нормальном режиме:

S= S₃₅ +S₆ = 13,34+j5,4+4,4+j1,8 = 17,74+j7,2МВА.

Мощность, приходящаяся на один трансформатор: S=8,87+j3,6 МВА.

Рассчитаем потери в трансформаторе по формулам:

(7)

, (8)

МВАр.

Коэффициент загрузки трансформатора:

k_з= =0,38 или 38%. (9)

Коэффициент аварийной перегрузки трансформатора:

K_ав= =0,76 или 76%.

Аналогичный расчёт проведём для трансформаторов всех подстанций и результат расчета сведём в таблицу 6. Из таблицы видно, что трансформаторы в замене не нуждаются,

2.4 Расчёт приведённых нагрузок подстанций

Подстанции в расчетной схеме учитываются приведенными нагрузками, которые включают в себя заданную мощность подстанции в рассматриваемом режиме S_н и потери мощности в трансформаторах ∆S_т:

S_пр=S_н+∆S_т.

В таблицу 4 сведем приведенные нагрузки.

Таблица 4 – Приведенные нагрузки подстанций.

№ п/ст	Тип трансформатора, S МВА	Число трансформаторов на п/ст	Мощность подстанции, МВА	Нагрузка трансформатора в нормальном режиме, %	Нагрузка трансформатора в аварийном режиме, %	Потери в трансформаторах, МВА	Приведенная нагрузка, МВА
Брусничная	ТДТН-25	2	17,74+j7,2 │S│=19,15	38	76	0,106+j1,276	17,85+j15,58
Элегаз	ТДТН-25	2	16,7+j5.3 │S│=17,52	35	70	0,0629+j1,14	16,76+j6,44
Федоровская	ТДТН-25	2	6.4+j2 │S│=6,7	15	27	0,1+j0,6	6,5+j2,6
КНС-1	ТДТН-40	2	38+j12.1 │S│=39.88	50	100	0,16+j2,66	38,16+j14,76
КНС-11	ТДТН-40	2	40.3+j12.9 │S│=42.31	53	106	0,176+j2,94	40,47+j15,84
КНС-7	ТДТН-40	2	16.2+j5.2 │S│=17.01	21	42	0,099+j0,9	16,3+j6,1
Яун-Лор	ТДТН-25	2	15.5+j5.5 │S│=16.28	33	66	0,096+j1,08	15,6+j6,58
Вачимская	ТДТН-25	2	21.1+j6.7 │S│=22.14	44	88	0,116+j1,55	21,21+j8,25

2.5 Расчет и анализ существующего режима

Характеристики

Список файлов ВКР