Початок arrow Книги arrow Навчання arrow Методичний посібник по спеціальності Електричні системи і мережі

Управління робочими режимами електричних мереж - Методичний посібник по спеціальності Електричні системи і мережі

Зміст статті
Методичний посібник по спеціальності Електричні системи і мережі
Параметри заступних схем ліній електропередач
Параметри заступних схем трансформаторів, АТ
Розрахунок усталених режимів електричної мережі
Розрахунок усталених режимів мереж розімкненої конфігурації
Управління робочими режимами електричних мереж
Завдання до контрольної роботи
Завдання для самостійної роботи
Приклади білетів

3.4 Управління  робочими режимами електричних мереж

3.4.1 Загальна інформація щодо управління режимами електричних мереж

Задачі цього розділу пов’язанні з деякими питаннями підвищення економічності роботи електричних систем і забезпечення якості електричної енергії.
Аналіз мережі дозволяють логічно обґрунтувати доцільність заходів по зменшенню втрат активної потужності. Відомо, що в замкнених електричних мережах виникає порівняльна потужність. Її значення залежить від степені неоднорідності замкнутої мережі. Так, наприклад, при наявності в замкненому колі триобмоткового трансформатора чи автотрансформатора неоднорідність мережі значно зростає і зростає рівень порівняльної потужності. Таким чином, на підставі логічного аналізу деяких властивостей мережі можливо обґрунтувати множину заходів щоб у подальшому аналізу на підставі розрахунків оцінити економічну доцільність того чи іншого заходів.
В загальному випадку заходи щодо зниження втрат активної потужності і електричної енергії в електричних мережах поділяють на слідуючи групи:
1. Організаційні
- оптимізація законів регулювання напруги в центрах живлення розімкнутих мереж 36-150 кВ;
- оптимізація сталих режимів замкнутих мереж по реактивній потужності і коефіцієнтам трансформації;
- рівень напруги джерел живлення в мережі;
- перевід генераторів у режим роботи СК при дефіциті реактивної потужності;
- оптимізація місць розмикання контурів мереж 110 кВ і вище з декількома номінальними напругами;
- оптимізація місць розмикання мереж 6-35 кВ із двостороннім живленням;
- оптимальне вмикання трансформаторів на підстанціях у режимі малих навантажень (відключення частини трансформаторів; економічні режими роботи трансформаторів );
- вирівнювання графіка навантаження мережі;
- вирівнювання навантажень фаз низьковольтних мереж.

2. Технічні заходи.
До технічних заходів відносять заходи щодо реконструкції, модернізації і будівництва мереж. Більшість із них пов'язано з установкою додаткового устаткування і передбачається на стадії проектування мереж. У умовах експлуатації розглядаються, як правило, заходи з незначними капітальними вкладеннями. До них відносять
- запровадження КП 6-10 кВ,
- заміну недовантажених і перевантажених трансформаторів із наявного фонду або шляхом переміщення з однієї підстанції на другу;
- запровадження в роботу пристроїв автоматичного регулювання напруги на трансформаторах і КП;
- упровадження ВДА.

         3.4.2 Методичні вказівки щодо рішенню задач

Нагадаємо, що для регулювання напруги використовуються наступні способи:
1. За допомогою генераторів електричних станцій (допоміжний спосіб).
2. Поперечна компенсація потоків реактивної потужності.
3. Повздовжня компенсація індуктивного опору лінії.
4. Зміна коефіцієнта трансформації трансформаторів, автотрансформаторів.
5. За допомогою вольтододаткових трансформаторів.
Для компенсації реактивної потужності використовують наступні компенсуючи пристрої (КП):
1. Синхронні компенсатори (СК) і синхронні двигуни (СД), що можуть працювати у режимах як генерації, так і споживання реактивної потужності. Режим роботи СК и СД залежить від співвідношення між ЕРС і напругою на шинах, до яких підключено СК чи СД.
2. Статичні тиристорні компенсатори (СТК) можуть працювати як у режимі генерації, так і споживання реактивної потужності. До складу СТК входять реактор (Р) з змінною індуктивністю та батарея конденсаторів (БК). Реактор и батарея конденсаторів можуть бути включені послідовно чи паралельно. Режим роботи СТК (генерація чи споживання реактивної потужності) залежить при послідовному включенні від співвідношення опорів, а при паралельному включенні реактору і батареї від співвідношення потужностей QP і QБК
3. Батареї конденсаторів, що можуть тільки генерувати реактивну потужність.
В деяких задачах тип КП і режим роботи необхідно визначати за приведеними в задачі залежностями зміни напруги в різних точках мережі, чи за логічними виразами, що пов’язують деякі параметри КП. Так, наприклад, якщо КП працює в режимі споживання реактивної потужності, то по лініям від джерела живлення передаються більші значення потужностей і втрати напруги зростають і, як наслідок, рівні напруги в усіх точках мережі будуть меншими порівняно з випадком, коли КП взагалі немає і тим більш, якщо КП генерують реактивну потужність.
Зміни напруги повздовж лінії

Рисунок 3.36 – Зміни напруги повздовж лінії

 

Приклад 3.15. За допомогою залежностей зміни напруг (рис. 3.36) визначити тип КП та режим роботи.

Забезпечити зміну напруги відповідно залежності 3 можливо тільки за допомогою КП, що працює в режимі генерації реактивної потужності. Такий режим може бути забезпечено наступними КП: СТК, СК, СД, БК. Для СТК, СК, СД необхідно далі вказати умови генерації реактивної потужності.
Забезпечити зміну напруги згідно залежності 1 можливо тільки за допомогою КП, що можуть працювати в режимі споживання реактивної потужності. По цій причині БК не може бути КП при такій залежності напруги.
Ряд задач пов’язаний з визначенням відгалуження РПН трансформаторів, визначенням втрат активної потужності і енергії в трансформаторах підстанцій при роботі КП в різних режимах з урахуванням оптимально включеної кількості трансформаторів на підстанції у режимі незначних навантажень і ін.
Нагадаємо, що особливістю трансформатора є наявність магнітного зв’язку між обмотками. Цьому неможливо безпосередньо використовувати методи розрахунку і перетворення електричних ланцюгів. При побудові заступної схеми (рис. 3.37) магнітний зв’язок між обмотками трансформатора замінюють еквівалентним електричним шляхом приведення параметрів вторинної обмотки до напруги первинної обмотки.
Використання ідеального трансформатору (відсутні втрати напруги і потужності в обмотках) дозволяє після розрахунку режиму за схемою визначити фактичну напругу на виводах вторинної обмотки трансформатора за виразом:
,
де U'2 – приведена напруга на виводах вторинної обмотки;
U2 – дійсна напруга затискувачах обмотки низької напруги;
Кт –коефіцієнт трансформації ідеального трансформатора.
Заступна схема трансформатора

Рисунок 3.37 – Заступна схема трансформатора

Аналіз рис. 3.31 дозволяє зробити висновок, що першим етапом рішення задачі регулювання напруги за допомогою вибору необхідного відгалуження РПН трансформатора повинно стати визначення приведеного значення напруги на шинах вторинної обмотки трансформатора в режимах максимальних і найменших навантажень U'2 НБ U'2 НМ. Для нескладної схеми таку задачу можливо рішити або ітераційним методом, або аналітично.
1. Ітераційний спосіб.

Приймаємо U'2=Uном, визначаємо втрати потужності в опорі трансформатора ZТ2 , потужність на початку гілки 1-2 (дивись рис. 3.37).
Напруга у точці 1 задана (напруга джерела живлення), потужність на початку гілки визначено, за цими даними визначається напруга U'2.
2. Аналітичний спосіб.
Між точками 1 і 2 знаходиться тільки трансформатор і тому можливо записати рівняння, що зв’язує напруги в цих точках (поперечну складову не враховуємо)
.
Так як до шин низької напруги можуть бути підключені пристрої для компенсації реактивної потужності, то в формулу введені потужності кінця ділянки 1-2’. Згадаємо, що ці навантаження визначаються із балансу потужностей для вузла 2’. При більш складних схемах, наприклад при наявності лінії між джерелом живлення і трансформатором використовується ітераційні методи розрахунку.
Нагадаємо, що регулювання напруги в розподільчій мережі здійснюється для забезпечення необхідного рівня напруги на шинах споживачів електричної енергії. Згідно з методом зустрічного регулювання на шинах низької напруги підстанції необхідно забезпечити бажану напругу, яку можливо виразити за допомогою формули
,
де  - коефіцієнт трансформації трансформатора з РПН. Значення Кт залежить від номера відгалуження РПН. Коефіцієнт трансформації можливо змінювати в визначених межах. Потрібно підібрати таке відгалуження РПН, щоб забезпечити виконання умови методу зустрічного регулювання напруги.
Втрати потужності в трансформаторах підстанцій складаються з втрат неробочого ходу, що не залежать від навантаження та втрат в обмотках, що залежать від навантаження. При зменшенні навантаження трансформаторів втрати потужності в обмотках зменшуються. Коли відключити один з паралельно працюючих трансформаторів, то навантаження перерозподілиться між тими, що лишились у роботі. Відключення трансформатору приводить до того, що втрати неробочого хода зменшаться, а втрати в обмотках тих трансформаторів, що працюють зростають, бо навантаження на них зростає. Зміна сумарних втрат потужності залежить від значень складових, що змінюються в протилежні сторони. Існує навантаження підстанції при якому доцільно переходити від n+1 до  n паралельно працюючих трансформаторів потужністю Sном. Таке навантаження визначається з виразу

.
Коли одночасно з трансформатором відключається і лінія (блок трансформатор – лінія) то розглянутим вище умовам відповідає вираз

.

Повздовжнє включення БК у лінію може створити умови, що забезпечують економічний розподіл потужностей у замкненій мережі. При такому включенні БК називають пристроєм повздовжньої компенсації ППК. Необхідний опор ППК визначається за виразом
,
де r1, x1 –активний і реактивний опори ділянки мережі, що має найбільше значення відношення x/r;
r2, x2 – опори на ділянці з мінімальним відношення x/r. Опори БК на інших ділянках мережі знаходять подібно.

Потоки потужності на головних ділянках замкнених мереж, що відповідають природному і економічному розподілу в мережі потужностей, визначають за формулами:

Значення порівняльної потужності:

При розгляді задач що пов’язанні з регулюванням напруги в мережі використовують наступ співвідношення.
Опір ППК, що обмежує втрати напруги в лінії до допустимого рівня DUдоп

Потужність КП, що включається  паралельно споживачу визначається за формулою:

Розрахункові значення напруги відгалуження пристрою для регулювання напруги коли трансформатор має навантаження (РПН) Uвідр визначають за виразом
 
Далі визначають номер nР необхідного відгалуження РПН

,
де DU – добавка напруги, що виникає при переході з одного відгалуження на інше.

Після вибору відгалуження n визначають дійсне (фактичне) значення напруги на боці НН трансформатора
.
Для регулювання напруги використовують вольтододаткові агрегати, електрорушійну силу цих агрегатів De визначають за формулами

3.4.3 Приклади рішення задач управління

Нижче наведені приклади рішення задач з метою розкриття процесу прийняття рішень для конкретних умов роботи систем електрозабезпечення.
Приклад 3.16. Є батарея конденсаторів (БК) із 10 послідовно включених конденсаторів в одній фазі. Конденсатор має слідуючи параметри: UФ НОМ, К=0,66 В, QНОМ К=40 кВар, IНОМ, К=66,6 А.
Зробити висновок про можливість використання БК для компенсації реактивної потужності (поперечна компенсація) в мережі напругою 10 кВ.
Рішення
При поперечній компенсації БК включається паралельно навантаженню на  на номінальну напругу мережі. З цього факту витікає, що номінальне значення напруги БК не може бути меншим за номінальну напругу мережі. Розглянемо варіант коли БК з’єднанні в зірку. В такому випадку БК буде робити під напругою мережі

Номінальна напруга батареї дорівнює

де n – число послідовно включених конденсаторів в БК.
Розрахунки показали, що номінальна напруга БК більше фазної напруги мережі. Цей факт свідчить про те, що допустимо включати в мережу БК при поєднанні в зірку.
Приклад 3.17. По умовам роботи споживачів втрати напруги в ПЛ не можуть перевищувати 6 %. Від лінії живиться різко змінє навантаження. Для регулювання напруги є можливість створити БК з однофазних стандартних конденсаторів КС2А-0,66-40 потужність 40 кВар, напругою 0,66 кВ. На рис. 3.38 наведені параметри лінії і навантаження.
Рішення
З метою регулювання напруги  БК можуть бути використані для компенсації індуктивного опору лінії (повздовжня компенсація) чи для компенсації потоків реактивної потужності. При повздовжній компенсації БК зменшує коливання напруги мережі. БК при такому включенні ще мають назву пристрої для повздовжній компенсації – ППК.
При поперечній компенсації реактивної потужності БК підсилює коливання напруги в мережі.

Таким чином, виходячи з властивостей споживачів які наведено в умові задачі слід використати повздовжню компенсацію.
При рішенні задачі не враховуємо зарядну потужність лінії незважаючи на те, що напруга лінії 110 кВ. Але, по-перше, в умові задачі відсутні дані розрахунку зарядної потужності лінії і, по –друге, урахування зарядної потужності викличе зменшення втрат напруги і тому не врахування зарядної потужності не вплине на рішення задачі.
Визначимо повздовжню складову падіння напругу в лінії без ППК від навантаження

Згідно з умовами задачі втрати напруги в лінії не повинні перевищувати 6 % номінальної напруги, що складає 6.6 кВ.
Значення опору ППК можливо знайти з виразу
.
Рішення рівняння дає значення Хппк=24,1 Ом. Батарея конденсаторів буде складатися з n послідовно і m паралельно включених конденсаторів.
При включенні БК в лінію БК повинна бути розрахована на струм лінії. Визначимо струм лінії

Визначимо номінальний струм одного конденсатора використовуючи  реактивну потужність

Умови для визначення кількості паралельно включених конденсаторів мають вигляд  .

         Визначимо кількість паралельно включених конденсаторів

Приймаємо m=3.
Визначимо кількість послідовно включених конденсаторів для забезпечення  необхідного опору ППК, яке згідно з розрахунком дорівнює 24,1 Ом, виходячи  з виразу

,
де ХК,НОМ=UК,НОМ/IК,НОМ=660/60,6=10,9 Ом – опор одного конденсатора.
Приймаємо n=7.
Необхідно також перевірити можливість включення ППК за умовами напруг. Зіставимо падіння напруги на ППК і номінальну напругу ППК. Повинна бути виконана умова  .
Визначимо складові умови:


Так як 4620>3993, то остання умова використання розробленої БК, як ППК виконана.
Визначимо фактичні втрати напруги в лінії з урахуваннями ППК
.
Значення DU=5,57 кВ< 6,6 кВ, що наведено в умові задачі.
Приклад 3.18. Визначити необхідні відгалуження РПН трансформаторів в режимах максимальних і мінімальних навантажень згідно з методом зустрічного регулювання напруги і оптимальну кількість трансформаторів в режимі малих навантажень. Вхідні дані приведені на рис. 3.39.
Рішення
Як указувалось вище, приведене значення напруги на шинах нижчої напруги підстанції можливо визначити ітераційним чи аналітичним способами. Так як на підстанції установлено два трансформатора, то в рівняннях будемо використовувати параметри еквівалентного трансформатора.
Визначимо за допомогою аналітичного методу приведенні значення напруг  на шинах нижчої напруги підстанції
;
- для режиму максимальних навантажень маємо
,
;

 

Рисунок 3.39 – Схема підстанції

 

         - приведене значення напруги

- для режим мінімальних навантажень
,
;
- приведене значення напруги

Визначимо бажану напругу на вторинній стороні трансформаторів (до шин НН підключена мережа з номінальним значенням напруги 10 кВ. Такий висновок  зроблено на підставі номінальної напруги обмотки НН трансформатора 10,5 кВ):
- в режимі максимальних навантажень

- в режимі мінімальних навантажень
.
Визначимо розрахункові значення напруги відгалуження РПН трансформатора Uвід.р
:
- для режиму максимальних навантажень
;
- для режиму мінімальних навантажень

Далі визначимо номер nР необхідного відгалуження РПН
:
- для режиму максимальних навантажень
;
- для режиму мінімальних навантажень
.
Приймаємо для режиму максимальних навантажень  –7 відгалуження, а для режиму мінімальних навантажень –1 відгалуження РПН трансформаторів.
Визначимо напруги на боці НН трансформатора
:
- для режиму максимальних навантажень
;
- для режиму мінімальних навантажень

Визначимо значення потужності споживачів в режимі мінімального навантаження

Визначимо економічне (критичне) значення потужності
.
Так як 17.66<22.23, то в режимі мінімальних навантажень один трансформатор доцільно відключити для зменшення втрат потужності.
Приклад 3.19. Забезпечити бажану напругу на боці НН трансформаторів підстанції. Потужність трансформаторів 16 МВА (рис. 3.40).
Рішення
Приймаємо припущення, що потужність споживача не залежить від рівня напруги. За допомогою аналітичного методу розрахунку визначимо приведенні значення напруг на шинах нижчої напруги підстанції

Для режиму максимальних навантажень маємо
.
.
Звідси приведене значення напруги

Визначимо бажану напругу на боці НН трансформаторів. До шин НН підключена мережа номінальною напругою 10 кВ. Такий висновок зроблено на підставі значення номінальної напруги обмотки НН трансформатора, що дорівнює 11 кВ. Для режиму максимальних навантажень характерне рівняння

Максимальну можливу напругу на боці низької напруги підстанції в режимі максимальних навантажень, коли РПН працює на – 9 відгалуженні, визначимо за формулою:
.
Це значення менше бажаної напруги, що дорівнює 10,5 кВ для режиму максимальних навантажень.
Розглянемо заходи щодо забезпечення  бажаного значення напруги:
- включення КП на шинах 10 кВ підстанції;
- підвищення напруги джерела живлення до необхідного рівня.
Відхилення напруги та реактивна потужність КП, що потрібно включити для забезпечення U2Б  пов’язанні рівнянням
.
Визначимо необхідну реактивну потужність при не урахуванні активного опору
,
де DU=U2Б-U2ФАКТ – значення, що повинен забезпечити КП після його включення до шин 10 кВ підстанції. Потрібно пам’ятати, що усі змінні в останній формулі повинні бути приведенні до одного рівня напруги

,

Визначимо приведене значення напруги на шинах НН підстанції з урахуванням роботи КП потужністю 12,33 Мвар шляхом рішення рівняння

В результаті рішення маємо
Визначимо фактичний рівень напруги

Розглянемо інший варіант рішення задачі. Визначимо необхідний рівень напруги джерела живлення, яке дозволить забезпечити бажану напругу на шинах 10 кВ підстанції. Приведене значення бажаного значення напруги на шинах НН підстанції:
- при максимальному коефіцієнту трансформації маємо
,
- при мінімальному коефіцієнті трансформації маємо
.
Розрахуємо повздовжню складову падіння напруги в трансформаторах підстанції при:
- мінімальному коефіцієнті трансформації
,
- максимальному коефіцієнті трансформації
.
Напруга джерела живлення складає при:
- мінімальному коефіцієнті трансформації

- максимальному трансформації

За умовами роботи ізоляції мережі напругою 110кв максимальне значення складає 126 кВ. З урахуванням максимального значення напруга джерела живлення повинна знаходитися в межах:
.
Оцінимо ступінь завантаження трансформаторів
.
Оцінимо відносне значення напруги на боці ВН трансформаторів
.
При навантаженні трансформатора вище 75 % значення напруги на затискувачах трансформатора не може перевищувати 5 % номінальної напруги трансформатора. Таким чином, напруга джерела живлення повинна знаходитися у діапазоні .
Визначимо як зміняться втрати активної потужності при втіленні отриманих рішень:
1. При підтриманні напруги джерела живлення рівним 120,7 приведене значення напруги на шинах НН підстанції (визначили аналітичним методом рішення) складає 113,34 кВ.
Втрати активної потужності у цьому випадку:

2. При підтриманні напруги джерела живлення рівним 101,23 приведене значення напруги на шинах НН підстанції (визначили аналітичним методом рішення) складає 92,18 кВ.
Втрати активної потужності у цьому випадку:

3. При підключені КП приведене значення напруги дорівнює 92,8 кВ.
Втрати активної потужності в цьому випадку (КП може бути і БК. Не враховано зміну реактивної потужності БК від значення напруги на шинах до яких підключена БК):

Приклад 3.20. Визначити режим роботи СТК (рис. 3.41) при умові, що втрати електроенергії в трансформаторах перевищують 490000 кВт*годин в рік при Тмакс = 4748 год. і визначити необхідне відгалуження РПН трансформаторів згідно методу зустрічного регулювання напруги в режимі максимальних навантажень з урахуванням СТК.
Із довідкової літератури визначимо параметри трансформатора:
ТДН10000/110 Sном=10 МВА, РПН 115±9х1,78 %/11 кВ, DРК=60 кВт, DРНХ=18 кВт, IНХ=0.7 %, UК=10,5 %.
Рішення
Визначимо втрати електроенергії в мережі без урахування СТК. Якщо  виявиться, що втрати перевищують задані в задачі значення, то СТК працює у режимі генерації реактивної потужності. Якщо підраховане значення втрат буде меншим заданого, то це означає, що СТК працює в режимі споживання реактивної потужності. В випадку, коли джерело живлення забезпечує реактивною потужністю споживачів електричної енергії і СТК, трансформатори завантажені додатково реактивною потужністю, що обумовлює зростання втрат активної потужності в обмотках трансформатору і додаткове  зростання втрат електроенергії.
Втрати електроенергії при використані часу максимальних втрат t визначають по формулі:
,
де DРТНХå=2*18=36 кВт – сумарні втрати неробочого холостого хода трансформаторів підстанції; Т = 8760 годин, коли не задано;

 - втрати активної потужності в обмотках трансформаторів в режимі максимальних навантажень;
, що менше заданого в ввідних даних задачі значення 490000 кВт*годин.
Порівняння втрат дозволяє зробити висновок, що СТК працює в режимі генерації реактивної потужності. Таким чином навантаження трансформатора по реактивній потужності дорівнює різниці потужності навантаження і потужності СТК. Реактивна потужність споживачів

Визначимо опори трансформатора

Визначимо приведене значення напруги на шинах нижчої напруги підстанції на підставі рішення рівняння

Значення приведеної напруги  116,74 кВ. Визначимо бажану напругу на шинах НН підстанції в режимі максимальних навантажень U2Б=1,05*10=10,5 кВ.
Визначимо розрахункове значення напруги відгалуження РПН трансформатора Uвід.р
,
Далі визначається номер nР необхідного відгалуження РПН за виразом

,    
Приймаємо для режиму максимальних навантажень 1 відгалуження. Визначимо фактичну напругу
,

Приклад 3.21. На підстанції установлено два автотрансформатора потужністю по 100 МВА, що мають з боку лінійного виводу обмотки середньої напруги РПН з діапазоном регулювання ±6Х2 %. Для регулювання напруги в нейтрали кожного автотрансформатора включено вольтододатковий агрегат з межами регулювання ±10Х1 %.
До шин СН підключено навантаження 50+j25 МВА, а до шин НН навантаження 25+j18 МВА. До шин НН підключено синхроній компенсатор (СК) потужністю 10 Мвар. ЕРС СК рівна напрузі на шинах до яких підключений СК.
Опори обмоток одного трансформатора дорівнюють: Zв=0.69+j60.8 Ом; Zс=0,69 Ом; Zн=1,38+j103 Ом. Потужність неробочого холостого хода DРнх=75 кВт, DQнх=500 кВар. Напруга джерела живлення 216 кВ.
Потрібно визначити необхідні відгалуження пристроїв регулювання напругу згідно методу зустрічного регулювання і втрати енергії за рік при Тмакс=6500 час. Схема підстанції приведена на рис. 3.42, схема включення ВДА і одна фаза автотрансформатора з РПН приведені на рис. 3.43.
 

Рішення
Оскільки ЕДС СК дорівнює напрузі в вузлі підключення  СК, то реактивна потужність СК рівна нулю, тобто  СК не генерує і не споживає реактивну потужність. На рис. 3.44 приведена заступна схема, на якій два автотрансформатора замінено одним еквівалентним.

На рис. 3.44 приведені результати розрахунку розподілу потужностей по гілкам схеми і напруг в вузлах. По потужностям, що підключені до шин НН і СН, почергово визначались втрати в обмотках, а далі потужності на початку ділянок, які заміщають обмотки еквівалентного автотрансформатора. Сума потужностей на початку гілок НН і СН це є потужність в кінці гілки ВН. По цій потужності визначались втрати потужності і потім потужність на початку гілки. Далі за даними початку кожної гілки починаючи от джерела живлення визначаємо напругу на шинах СН и НН. Слід пам’ятати, що значення напруг приведені до напруги обмотки ВН.
Далі необхідно проаналізувати як впливає ПРН і ВДА на напруги обмоток СН і НН. ВДА впливає на рівні напруг на шинах СН і НН. РПН, що  підключений з боку лінійного вводу не впливає на напругу обмотки НН, а впливає на напругу шин СН. Тому розрахунок відгалужень починаємо з ВДА.
 

         Знайдемо додаткову ЕРС ВДА, що потрібна для реалізації зустрічного регулювання напруги на шинах 10 кВ в умовах коли відомі бажана напруга (10,5 кВ), для режиму максимальних навантажень із виразу
,
Додаткова ЕРС:

чи  %.
Приймаємо, що ПРН ВДА установлено на – 7 відгалужені.
Фактичне значення додаткової ЕРС

.

При цьому фактичне значення напруги на шинах 10 кВ підстанції

         Тепер можливо вибрати відгалуження на лінійному виводі обмотки середньої напруги, що забезпечить підтримання заданого значення напруг на шинах СН автотрансформатора за допомогою виразу

.

Бажана напруга на шинах СН дорівнює 1,05*110=115 кВ. Знайдемо напругу відгалуження:

.
З виразу
визначимо nР=5,28. Приймаємо стандартне відгалуження +5 і визначимо фактичний рівень напруги на шинах середньої напруги підстанції
 кВ.
Втрати електричної енергії визначимо використовуючи час максимальних втрат t за виразом
,

         де DРмакс =75,08-50-25=0,08 МВт – різниця між активною потужністю, що надходить на шини ВН підстанції (75,08 МВт, дивись  рис. 3.44) і потужністю навантаження, що підключене до шин СН (50 МВт) і до шин (25 МВт).
Приклад 3.32. Визначити втрати електричної енергії в мережі (рис. 3.45) з урахуванням доцільної кількості працюючих на підстанції трансформаторів в мінімальному режимі навантаження. На підставі залежностей напруг для різних точок мережі (рис. 3.46) визначити можливий вид КП, режим роботи, умови реалізації такого режиму. Графік споживання потужності наведено на рис. 3.47. В режимі мінімальних навантажень КП відключено.
 

Параметри елементів мережі:
- лінія – дві цепі виконані проводом АС120 з параметрами r0=0.249 Ом/км; х0=0,427 Ом/км; b0=2,66*10-6 См/км;
- трансформатори ТДН-16000/110 з даними Sном=16 МВА, Uвном=115 кВ, Uнном=11 кВ, DРнх=19 кВт, DРк=85 кВт, Uк=10,5 %, Iнх=0,7 %.

Рішення
Аналіз залежностей напруг (рис. 3.46) дозволяє зробити висновок, що при наявності КП рівень напругу для одних і тих же точок мережі нижче, чим для випадку коли КП не працює. Це означає, що при втрати наруги в варіантах з КП більші, а це можливо тільки при роботі КП у режимі споживання реактивної потужності.
В режимах споживання і генерації можуть працювати синхронні компенсатори - СК, статичні тиристорні компенсатори – СТК, синхронні двигуни – СД.
СК і СД споживають реактивну потужність в режимі недозбудження. При цьому ЕРС СК Еq менше напруги U на шинах, до яких підключені  СК чи СД.
СТК, що складається з послідовно включених реактора з змінною індуктивністю і батареї конденсаторів, що не регулюються, у режимі споживання реактивної потужності працює при умові, що Хр>Хбк.
СТК, що складається з паралельно включених реактора і батареї конденсаторів працює в режимі споживання реактивної потужності при умові, що  Qр>Qбк.
Для визначення кількості працюючих на підстанції однотипних трансформаторів в режимі мінімальних навантажень необхідно підрахувати потужність споживачів та критичну (економічну) потужність:


З розрахунків витікає, що потужність в режимі мінімальних навантажень менша за критичне значення (4,33<10.7). Цей факт дозволяє зробити висновок про доцільність відключення одного трансформатору. При цьому сумарні втрати активної потужності будуть меншими.
Для розрахунку втрат електричної енергії в мережі по графіку навантажень використаємо вираз
,
де n – число інтервалів графіка навантаження; і – номер інтервалу; DРi – втрати потужності в мережі на і – тому інтервалі; Dti – термін інтервалу.
При розрахунку режиму максимальних навантажень (перший інтервал графіка) ураховуємо що КП працюють в режимі споживання реактивної потужності.
При розрахунку режиму мінімальних навантажень врахуємо що один трансформатор та КП відключені.
Визначимо параметри еквівалентній лінії:
- Zл=( r0+jх0)*l= 0.5*(0.249+j 0,427)*25=3.11+j5.34 Ом,
-
Визначимо параметри схеми заміщення трансформатора:

На рис. 3.48 представлена заступна схема для максимального режиму роботи електричної мережі (два трансформатора замінено одним ).
 




         Таким чином, втрати активної потужності дорівнюють

Подібним чином виконаємо розрахунок для схеми, що приведена на рис. 3.49.
 

         В схемі заміщення враховано трансформатор, в схемі є КП, потужність навантаження визначена згідно з графіком.
В результаті розрахунків маємо втрати активної потужності

Визначимо втрати електроенергії у мережі за рік



 
< Методические указания и задания к выполнению СРС   Методичні вказівки до виконання дипломного проекту >