Файл: Расчеты и анализ режимов работы сетей учеб. пособие.pdf

Определяем потери к. з ., отнесенные к каждой ветви схемы замещения одного автотрансформатора и приведен­ ные к его номинальной мощности

и находим искомые активные сопротивления схемы замеще­ ния автотрансформаторов

Вычисляем потери х. х. двух параллельно работающих автотрансформаторов:

АРХ. х + / AQX. х = 2 (0 ,125 + / -М 200) =

= 0 ,2 5 0 + /2,0 М В-А .

Задача 1-13

На рис. 1-13 показана принципиальная схема электро­ передачи 220 кВ, содержащей две одноцепные линии длиной

200 км с проводами АСО-400 и понижающую подстанцию с двумя автотрансформаторами мощностью по 120 МВ- А

29

каждый. Погонные параметры линии электропередачи со­

передачи содержит схемы замещения линии и трехобмоточ­ ного автотрансформатора. Для параметров схемы замеще­ ния двухцепной линии имеем:

/■= -• 0 ,0 8 0 -2 0 0 = 8 Ом;

*= ^•0,411 -200 = 41,1 Ом;

у= у •2,76 •10-6 •2 ■200 = 552 •10~6 1/Ом;

зарядная мощность двухцепной линии, определяемая поло­ виной ее емкостной проводимости, равна:

= 2202 •552 •10“®= 26,7 Мвар.

Параметры схемы замещения двух автотрансформаторов равны:

Z1 = 0,55 + /24,38 Ом; Za = 0,21 -/ 3 ,1 3 Ом;

Z3 = 1,84 + 55,63 Ом; ЛДХ. х + / AQX х = 0,30 + /7,20 МВ •А.

Схема замещения электропередачи с найденными пара­ метрами показана на рис. 1-14. Для большинства расчетов

режимов электропередачи эта схема может быть упрощена при пренебрежении относительно малой величины А/Д х

30

и малым отрицательным индуктивным сопротивлением в од­ ном луче схемы замещения автотрансформатора.

Суммируя алгебраически индуктивную составляющую

потерь х. х. автотрансформаторов изарядную мощность, мож­ но получить: /Qx х - jQi = / (7,20 - 26,7) = — /19,5 Мвар;

этой мощности отвечает эквивалентная проводимость

F = " W ==/40310' в 1/Ом.

Упрощенная схема замещения электропередачи приве­ дена на рис. 1-15.

Задача 1-14

На рис. 1-16 показана схема участка электрической сети, номинальное напряжение которой ПО кВ.

Двухцепная линия Л 1 длиной 25 км выполнена проводом марки АС-120, линия Л2 имеет длину 25 км и выполнена проводом марки АС-95, протяженность линии ЛЗ также со­

31

ставляет 25 км, эта линия выполнена проводом АС-70. Параметры линий указаны в табл. 1-3.

На п/ст. 1 установлены два трансформатора старого вы­ пуска мощностью по 10 МВ-А каждый. Трансформаторы

на шинах вторичного напряжения равна 15 + /11,25 МВ-А. Т р е б у е т с я определить расчетную нагрузку п/ст. 1 при: а) отсутствии на ней компенсирующих устройств; б) установке конденсаторов, улучшающих коэффициент

мощности нагрузки до 0,92.

Решение, а) Схема замещения рассматриваемого участка сети, прилегающего к п/ст. /, имеет вид, показанный на

Рис. 1-17.

рис. 1-17, а. Эта схема показывает, что искомая расчетная нагрузка имеет своими составляющими:

1. Мощность нагрузки п/ст. /, равную Sal = 15 ф

Ф/11,25 МВ-А.

2.Потери активной и реактивной мощности в двух трансформаторах п/ст. 1 .

3.Половину реактивной мощности, генерируемой ли­ ниями Л1, Л2, ЛЗ.

32

Поскольку SHl = |5 Hl | = /1 5 2+ 11,252 = 18,75 MB-А, то ДРт = у -7 4 ( - ^ - ) 2 + 2 -26= 130,1+52 =

= 182,1 кВтя«0,18 МВт;

следовательно, искомая расчетная мощность п/ст. 1 равна:

Окончательно расчетная схема сети имеет вид, приведен­

Потери активной и реактивной мощности в двух транс­ форматорах составляют:

Реактивная мощность, генерируемая линиями Л1, Л2, ЛЗ, остается прежней.

Таким образом, расчетная нагрузка п/ст. 1 определяется

как

5 1к= 1 5 + 0 ,1 5 + / (6,39+ 1,69— 1,6) = 15,15+ /6,48 М В-А .

Следовательно, при установке на п/ст. 1 компенсирую­ щих устройств в виде конденсаторов схема замещения сети (рис. 1-17, б) остается прежней, но уменьшаются активная и реактивная составляющие расчетной нагрузки в резуль­ тате снижения потока реактивной мощности.

Задача 1-15

На подстанции, от которой получает питание промыш­ ленный район, установлены два трансформатора типа ТДН мощностью по 10 МВ-А и номинальным коэффициентом трансформации 115/11 кВ. Максимальная нагрузка под­ станции составляет 12 МВт, годовой график нагрузки по продолжительности показан на рис. 1-18.

Т р е б у е т с я определить потери энергии в трансфор­ маторах и стоимость потерянной энергии для двух случаев: 1) оба трансформатора несут общую нагрузку в течение года; 2) при нагрузке, составляющей 40% наибольшей, один трансформатор отключается. При решении задачи коэффи­ циент мощности принять неизменным в течение года и рав­ ным 0,9, стоимость потерянной энергии считать равной

b= 1,0 коп/(кВт-ч).

%Ри

100

80

60

40

20

_______ I________I________I________I__ L

Рис. 1-18.

Решение. В соответствии с ГОСТ 12965-67 для каждого трансформатора, установленного на подстанции, ДР х х = = 18 кВт, АРк з = 60 кВт. При максимальной нагрузке подстанции S = 12/0,9 = 13,35 МВ-А и работе двух транс­ форматоров потери активной мощности в обмотках состав­ ляют:

ДЯМ= ~ ■60 [ Щ г ] = 53-5 кВт-

При нагрузке 40% наибольшей потери активной мощ­ ности в обмотках двух трансформаторов равны:

д р м= 1 . 6 0 ( М _ ^ ) 2 = 8)56кВТ)

потери мощности в обмотке одного трансформатора

ДРМ= 2 -8,56 = 17,1 кВт.

34

Вычислим потери энергии при работе двух трансформа­ торов в течение года:

ДЛТ = 53,5 •2 000 + 8,56 •6 760 + 2 •18 •8 760 =

= (107 + 58 + 316) •Ю3 = 481 ■103 кВт-ч.

Энергия, которую получают потребители за год,

Л = (12-2000 + 0,4- 12-6760)- 103 = (24 + 32,5)- 106 =

= 5 6 ,5 -106 кВт-ч,

поэтому при работе двух трансформаторов в течение года

Стоимость потерянной энергии в этом случае

Иаа = 481 •103 - 1,0 = 481 ■103 коп = 4,81 тыс. руб.

При отключении одного из трансформаторов в режиме сниженной нагрузки суммарные потери энергии за год составляют:

ДЛТ = 53,5 -2 0 0 0 + 1 7 ,1 -6760 + 2- 1 8 -2 0 0 0 + 18-6760 =

= (107+ 115,8 + 7 2 + 122)-103 = 416,8 •103 кВт-ч

или

Стоимость потерянной энергии

Иаа = 416,8 •103 ■1,0 = 416,8 •103 коп = 4,17 тыс. руб.

Таким образом, отключение одного из трансформаторов в режиме сниженной нагрузки приводит к годовой экономии в

ДТ/дл = 4,81 — 4,17 = 0,64 тыс. руб.

Задача 1-16

На заводской подстанции работают параллельно два трансформатора типа TiM мощностью 750 и 320 кВ-А с но­ минальными коэффициентами трансформации 6/0,4 кВ. Нагрузка подстанции составляет 800 кВт при cos срн = 0,8.