Анализ результатов расчета режимов спроектированной сети.

Для рассмотренной сети, которая характеризуется временем использования наибольшей нагрузки Т_НБ=4500 ч. проведем анализ режима наибольших нагрузок по результатам приведенных расчетов.

Узлом сети 110 кВ с наименьшим напряжением в рассмотренном режиме является узел 10, т.к. он является точкой раздела мощностей в замкнутом контуре, а так же является электрически наиболее удаленной точкой сети 110 кВ.

Наибольшие потери активной мощности в ветвях схемы замещения сетевого района наблюдаются в ветви 1. Потери мощности в ней – 104,5-102,382=2,118 МВт. По этой ветви протекает суммарная мощность 4 узлов нагрузки. Доля потерь в ветви примерно 57 %.

Аналогичные расчеты выполнены для остальных ветвей схемы замещения, а результаты сведены в табл. 22.

Таблица 22

Результаты расчета потерь мощности в ветвях схемы замещения

Ветвь по рис. 10	Мощность начала ветви	Мощность конца ветви	Потери мощности в ветви
активная (МВт)	реактивная (Мвар)	активная (МВт)	реактивная (Мвар)	активная (МВт)	реактивная (Мвар)
13-1	104,5		102,382	42,75	1,729	6,603
1-2	40,11	18,5		15,8	0,101	2,505
1-3	22,5	9,7	22,114	9,28	0,307	0,35
3-4	22,6	10,1		8,8	0,059	1,269
13-5	11,2	3,7	11,1815	3,6604	0,0105	0,036
5-6	3,01	1,3		1,1	0,011	0,162
5-7	8,16	3,6	8,064	3,55	0,062	0,071
7-8	8,05			3,1	0,045	0,786
1-9	19,7	7,8	19,538	7,534	0,138	0,257
9-10	5,46	1,97	5,422	1,936	0,031	0,023
1-10		9,3	19,7	8,8	0,25	0,413
9-11	14,04	6,1		5,3	0,039	0,772
10-12	25,08	11,3		9,6	0,076	1,631
		Итого:	2,8585	14,878

Кроме нагрузочных потерь в рассматриваемой сети существуют потери холостого хода. Указанные потери моделируют процессы, происходящие в сердечниках силовых трансформаторов сетевого района. Сводная информация о потерях холостого хода приведена в табл. 23.

Таблица 23

Результаты расчета потерь мощности в стали трансформаторов

Номер подстан-ции	Количество трансфор-маторов	Потери в стали одного трансформатора	Суммарные потери в стали трансформаторов подстанции
активная (МВт)	реактивная (Мвар)	активная (МВт)	реактивная (Мвар)
		0,036	0,26	0,072	0,52
		0,0115	0,0504	0,0115	0,0504
		0,085	0,112	0,17	0,224
		0,12	0,175	0,24	0,35
		0,12	0,175	0,24	0,35
		0,06	0,07	0,12	0,14
Итого:	0,8535	1,6344

Суммарные потери активной мощности в рассматриваемой сети составляют, МВт:

Согласно информации, приведенной в табл. 22, наибольшие потери активной мощности в рассмотренном режиме наблюдаются в ветви, соединяющей узлы 13 и 1, т.е. это ветвь 1. Потери мощности в ней – 104,5-102,382=2,118 МВт. По этой ветви протекает суммарная мощность 4 узлов нагрузки. Доля потерь в ветви примерно 57 %.

Потери реактивной мощности в сети определяются аналогично потерям активной мощности и в рассматриваемом случае составляют, Мвар:

Суммарные реактивные мощности, генерируемые линиями 110 кВ сетевого района согласно информации, приведенной на рис. 10 и в табл. 24 составляют Мвар.

В результате сравнения величины потерь реактивной мощности в сети с величиной реактивной мощности, генерируемой линиями сетевого района можно сделать вывод, что величина потерь реактивной мощности значительно превышает величину реактивной мощности, генерируемой линиями сетевого района. Таким образом, зарядная мощность линий покрывает 29,31% потерь реактивной мощности района.

Таблица 24

Реактивная мощность, генерируемая линиями сетевого района

Линия	13-1	13-5	5-7	1-3	1-10	10-9	9-1	Итого:
Зарядная мощность, Мвар	1,19	0,77	0,52	1,17	0,43	0,48	0,28	4,84

Степень загрузки силовых трансформаторов является показателем для оценки эффективности использования установленной мощности в сетевом районе. Коэффициент загрузки определяется по формуле:

(73)

где - мощность, протекающая через наиболее загруженную обмотку трансформатора;

- количество параллельно работающих трансформаторов;

- номинальная мощность трансформатора.

Для подстанции 1 мощность нагрузки составит, МВ·А:

Тогда коэффициент загрузки будет равен:

В таблице 25 приведены коэффициенты загрузки силового оборудования подстанций.

Таблица 25

Коэффициенты загрузки трансформаторов

№ ТП	Количество трансформаторов	, МВA	, МВA	Тип трансформатора	,
		43,0		2×ТРДН–40000/110	0,538
		3,2	6,3	1×ТМН–6300/110	0,508
		15,0		2×ТДТН–16000/110	0,469
		26,8		2×ТРДН–25000/110	0,536
		23,7		2×ТРДН–25000/110	0,474
		8,6		1×ТДН–10000/110	0,860

Годовые потери электроэнергии составляют:

, (74)

Величина времени наибольших потерь определяется по формуле:

, (75)

Для рассматриваемого сетевого района величина составит:

ч.

Тогда потери электроэнергии за год равны:

Переданная потребителям электроэнергия определяется по формуле, МВт·ч:

(76)

где - суммарное значение активной мощности потребителей района.

Величина переданной потребителям электроэнергии для рассматриваемого района составит, МВт·ч:

Суммарные потери активной мощности:

, (77)

=0,2435 МВт - потери холостого хода трансформаторов

- нагрузочные потери,

, (78)

МВт.

Процентное отношение потерь мощности к нагрузке находится по формуле (79), %:

, (79)

где =112 МВт - суммарная нагрузка подстанций.

Следовательно, в процентном выражении потери электроэнергии составляют:

Коэффициент полезного действия можно определить по формуле:

(80)

Дата добавления: 2015-10-13