Расчет режимов минимальных нагрузок

Расчет режима минимальных нагрузок начинается с определения мощности нагрузок в данном режиме. В соответствии с заданием мощности нагрузок в режиме минимальных нагрузок составляют:

(45)

где - значение полной мощности нагрузки на i-й подстанции в режиме максимальных

нагрузок.

Тогда активная и реактивная мощности нагрузки на i-й подстанции в режиме минимальных нагрузок определятся следующим образом:

(46)

(47)

где , - активная и реактивная мощности нагрузки на i-й подстанции в режиме

максимальных нагрузок.

Тогда активная и реактивная мощности нагрузки на 1-й подстанции в режиме минимальных нагрузок будут равны:

МВт,

Мвар.

Аналогично определяются активные и реактивные мощности нагрузки в данном режиме на остальных подстанциях. Результаты расчетов сведены в таблицу 10.

Таблица 10

Активная и реактивная мощности нагрузки на подстанциях в режиме минимальных нагрузок

Номер подстанции	Мощность нагрузки, МВ·А
Режим максимальных нагрузок	Режим минимальных нагрузок
Активная	Реактивная	Активная	Реактивная
		16,25	11,25	7,31
		7,15	4,95	3,217
		7,2	4,5	3,25
			3,6	2,7
		11,39	7,65	5,14
		8,4	5,4	3,77

В соответствии с [8], в режиме минимальных нагрузок не должно быть генерации реактивной мощности от узлов нагрузки в сеть. При этом необходимо рассчитать мощности и количество компенсирующих устройств, которые нужно оставить в работе, остальные конденсаторные установки отключаются. Напряжение в базисном узле поддерживается в соответствии с заданием для данного режима.

С целью уменьшения потерь мощности и энергии следует рассмотреть вопрос о количестве работающих трансформаторов на подстанциях с двумя трансформаторами. Нагрузка , при которой потери активной мощности в одном и в двух работающих трансформаторах равны, может быть определена по формуле:

(48)

где , - активные и реактивные потери мощности холостого хода трансформаторов;

, - активные и реактивные потери мощности короткого замыкания;

- экономический эквивалент реактивной мощности, при расчете может быть принят

равным 0,06 кВт/квар.

Потери реактивной мощности трансформатора в опыте короткого замыкания могут быть определены по формуле:

(49)

Формула (49) справедлива при установке на подстанции двух однотипных двухобмоточных трансформаторов.

Мощность сравнивается с мощностью подстанции в данном режиме, если , то с целью уменьшения потерь мощности можно отключить один из параллельно работающих трансформаторов. При в работе остаются оба трансформатора.

При изменении числа трансформаторов на подстанции необходимо скорректировать схему замещения: при переходе от двух трансформаторов к одному сопротивления (активное и реактивное) трансформаторной ветви увеличиваются в два раза, а потери холостого хода уменьшаются в два раза.

Рассмотрим вопрос о количестве работающих трансформаторов на подстанции 1.

На подстанции 1 установлены два двухобмоточных трансформатора ТРДН-25000/110. В режиме максимальных нагрузок к шинам РУ 10 кВ подключены две конденсаторные установки УКЛ 57-10,5-3150.

В режиме минимальных нагрузок мощность потребителей равна, МВ·А:

Суммарная мощность компенсирующих устройств, установленных на подстанции, равна 6,3 Мвар, что меньше мощности нагрузки в режиме минимальных нагрузок:

(50)

Таким образом, генерация реактивной мощности в сеть 110 кВ происходить не будет.

Если оставить в работе все конденсаторные установки, подключенные к шинам РУ 10 кВ в режиме максимальных нагрузок, то нескомпенсированная реактивная мощность определится по первому закону Кирхгофа, Мвар:

Расчетная мощность подстанции в данном режиме составит, МВ·А:

Для определения количества работающих трансформаторов необходимо провести расчет по формуле (48), МВ·А:

где паспортные данные трансформатора равны:

МВ·А,

кВт,

кВт,

квар,

%.

Потери реактивной мощности в опыте короткого замыкания определены по формуле (49), квар:

Так как , то отключение одного из трансформаторов при снижении нагрузки целесообразно.

Аналогично определяется целесообразность отключения одного из трансформаторов на остальных подстанциях.

Суммарная мощность компенсирующих устройств, установленных на подстанции 1, превышает мощность нагрузки в режиме минимальных нагрузок. Таким образом, на шинах 10 кВ этой подстанции необходимо отключить две конденсаторные установки УКЛ 57-10,5–300У3.

Результаты определения необходимой мощности компенсирующих устройств в режиме минимальных нагрузок и целесообразности отключения одного из трансформаторов приведены в таблице 11.

Таблица 11

Результаты определения необходимой мощности компенсирующих устройств в режиме минимальных нагрузок и целесообразности отключения одного из трансформаторов.

Параметр	Подстанция
Количество силовых транс-форматоров на подстанции
, МВт	11,25	4,95	4,5	3,6	7,65	5,4
, Мвар	7,31	3,22	3,25	2,7	5,14	3,77
Количество и тип ККУ, установ-ленных на одной секции	1×УКЛ 57-10,5–3150У3	1×УКЛ 57-10,5–1350У3	1×УКЛ 57-10,5–1350У3	1×УКЛ 57-10,5–1350У3	1×УКЛ 57-10,5–2250У3	1×УКЛ 57-10,5–1800У3
Количество секций
, Мвар	6,3	2,7	2,7	2,7	4,5	3,6
, МВ·А	11,25+j1,01	4,95+j0,517	4,5+j0,55	3,6+j0	7,65+j0,64	5,4+j0,17
, МВ·А	11,295	4,977	4,533	3,6	7,677	5,403
-Паспортные данные трансформатора	, МВ·А				6,3
, кВт				11,5
, кВт
, квар				50,4
,%	10,5	10,5	10,5	10,5	10,5	10,5
, квар				661,5
, МВ·А	12,997	5,44	5,44	3,71	8,419	5,44
Количество транс-форматоров, оставленных в работе в режиме минимальных нагрузок

Произведем расчет параметров режима минимальных нагрузок по программе «ROOR». Для этого скорректируем схему замещения, изменив мощности нагрузок на всех подстанциях и параметры трансформаторов на подстанциях.

Мощности в конце и начале каждого участка схемы замещения, а также потери мощности в линиях и трансформаторах, рассчитанные по программе «ROOR», приведены в таблице 12.

Напряжения в узлах схемы замещения сетевого района, рассчитанные по программе «ROOR», приведены в таблице 13.

Таблица 12

Мощности в конце и начале каждой ветви и потери мощности в режиме минимальных нагрузок, рассчитанные по программе «ROOR»

Номер ветви	Номера узлов	Мощность начала ветви, МВА	Мощность конца ветви, МВА	Потери мощности, МВА
Начало	Конец	Активная	Реактивная	Активная	Реактивная	Активные	Реактивные
			16,362	1,199	16,313	1,134	0,050	0,065
			11,329	1,76	11,302	1,734	0,027	0,026
			11,275	1,559	11,250	1,010	0,025	0,549
			4,984	0,856	4,979	0,852	0,004	0,004
			4,965	0,782	4,950	0,517	0,015	0,265
			21,444	0,685	21,346	0,490	0,098	0,195
			9,260	1,04	9,223	0,982	0,037	0,058
			7,670	1,036	7,650	0,640	0,020	0,396
			4,513	0,770	4,500	0,550	0,013	0,220
			7,559	-0,655	7,534	-0,070	0,026	0,034
			1,534	0,368	1,533	0,367	0,001	0,001
			3,908	0,195	3,899	0,187	0,009	0,008
			3,615	0,220	3,600	0,000	0,015	0,220
			5,418	0,484	5,400	0,170	0,018	0,314
				Суммарные потери мощности, МВА	0,357	2,358
				Суммарная генерация ЛЭП, МВА		6,881

Таблица 13

Напряжения в узлах схемы замещения сетевого района, рассчитанные по программе «ROOR»

Номер узла	Напряжение, кВ	Генерация, МВА	Потребление, МВА
Модуль	Активная	Реактивная	Активная	Реактивная
	114,828			0,027	0,175
	115,022			0,014	0,070
	114,992			0,014	0,070
	114,626			0,012	0,050
	114,485			0,019	0,112
	114,380			0,014	0,070
	115,131
	10,404			11,250	1,010
	10,894			4,950	0,517
	10,893			4,500	0,550
	10,862			7,650	0,640
	10,900			3,600
	10,866			5,400	0,170
	115,500	37,806			1,088

Мощности в начале каждой линии, а также мощности, поступающие в обмотки трансформаторов подстанций, и напряжения на шинах РУ 110, 10 кВ отметим на расчетной схеме сети, которая приведена на рисунке 14.

Рисунок 14 – Расчетная схема сети для режима минимальных нагрузок