Определение суммарной нагрузки всех объектов

Р3рå = Ррм + 0.8 × Ршк + 0.7 × Рд/с + 0.5 × Ррк + 0.8 × Ррп = 8,58 + 0.8 × 100,8 + 0.7 × 48 +

+ 0.5 × 70 + 0.8 × 2,6 = 159,9 кВт;

Q3рå = Qрм + 0.8 × Qшк + 0.7 × Qд/с + 0.5 × Qрк + 0.8 × Qрп = 14,15 + 0.8 × 48,79 + 0.7 × 23,23 +

 0.5 × 33,88 + 0.8 × 0.65 = 76,903 кВАр.

Ррå =( Р1рå + Р2рå + Р3рå )·0,95= (133.2 + 153,9 + 159,9)·0,95 = 424,65 кВт.

Qрå = (Q1рå + Q2рå + Q3рå ) ·0,95= (95,4 + 30,78 + 76,903)·0,95 = 192,929 кВАр.

2. Формирование схемы и выбор параметров распределительной сети 0.38 кВ

 

2.1. Выбор сечения проводов (кабелей) разомкнутой местной сети по допустимой потере напряжения

 

В основе метода выбора сечения провода (кабеля) в разомкнутой сети по допустимой потере напряжения, которая обычно полагается равной DUдоп = ±0.05Uном , лежит слабая зависимость удельного реактивного сопротивления провода от его сечения; Uном – номинальное напряжение сети.

Потеря напряжения в разомкнутой сети с n нагрузками определяется по формуле:

, (2.1.)

где  - потеря напряжения от протекания активной (реактивной) мощности в активном (индуктивном) сопротивлении, определяется либо по мощностям нагрузок Pi (Qi), находящихся на расстоянии li от источника питания, либо по значениям перетоков Pi (Qi) мощности на участках линии i, длиной li между нагрузками или источником питания и ближайшей к нему нагрузке.

Алгоритм метода состоит из следующих шагов:

1. Задаёмся удельным индуктивным сопротивлением провода X0 = 0.33 ¸ 0.4 Ом/км (кабеля – Х0 = 0.06 Ом/км).

2. Определяем потерю напряжения DUх.

3. Определяем, какая часть от допустимой потери напряжения приходится на DUR потерю напряжения от протекания активной мощности в активном сопротивлении как

DURдоп = DUдоп - DUX                                        (2.2)

4. Определяем расчётное сечение по выражению:

,                                          (2.3.)

 где g - удельная проводимость материала, из которого изготовлен проводник (для алюминия эта величина равна 53 м/мм2 × Ом, для меди – 32 м/мм2 × Ом).

5. Выбираем табличное значение сечения провода

sтабл ³ s                                               (2.4.)

и определяем для него R0 и индуктивное X0 удельные сопротивления провода, а также допустимый по нагреву ток Iдоп.

6. Определяем максимальную потерю напряжения в выбранном проводе (на участке от источника питания до наиболее удалённой от него нагрузки) по выражению (2.1.) и проверяем выполнение условия:

 DU £ DUдоп                                                 (2.5.)

7. Определяем расчётный ток провода по выражению:

,                           (2.6.)

 где S – полная мощность на участке, ближайшем к источнику питания, Pi (Qi) – активные (реактивные) нагрузки, подключенные к проводу, и проверяем выполнение условия:

I £ Iдоп                                                          (2.7.)

8. Если потеря напряжения и (или) ток превысят допустимые значения, то надо выбрать провод большего сечения и вновь проверить нарушенное ограничение, в противном случае процедура выбора сечения может считаться завершенной.

Расчёт:

2.1.1. Выбор кабеля, питающего школу, д/сад и магазин

2) Х0=0,06 Ом/км

3)

4)

5)  r0=0,443 Ом/км х0=0,061Ом/км

6)  15,63В 19В-условие выполняется

 

2.1.2. Выбор кабеля, питающего коттеджи

1) Рк=70кВт Qк=33,88кВАр

2) Х0=0,06 Ом/км

3)

4)

5)  r0=1,94 Ом/км х0=0,067Ом/км

6)  

15,533В 19В-условие выполняется

 

2.1.3. Выбор кабеля, питающего дом №1 и дом №2

2) Х0=0,06 Ом/км

3)

4)

5)  r0=0,443 Ом/км х0=0,061Ом/км

6)  13,601В 19В-условие выполняется

 

2.1.4. Выбор кабеля, питающего школу, д/сад, магазин, каттеджи и парикмахерскую

2) Х0=0,06 Ом/км

3)

4)

5)  r0=0,326 Ом/км х0=0,06Ом/км

 

6)  16,88В 19В-условие выполняется

3. Выбор плавких предохранителей для защиты электрических установок в сети 0.38 кВ

 

При выборе параметров предохранителей необходимо обеспечить выполнение следующих условий:

Uном.пр. ³ Uном                                         (3.1.)

где Uном.пр., Uном – номинальные напряжения предохранителя и сети, В;

 Iном.пр. ³ Iр                                       (3.2.)

где Iном.пр., Iр – номинальный ток предохранителя и расчётный ток, протекающий через защищаемый элемент сети, А;

Iпл.вст ³ Iр                                           (3.3.)

где Iпл.вст – номинальный ток плавкой вставки, А.

Еще одно условие выбора предохранителей – обеспечение селективности защиты сети, позволяющее отключать только повреждённые участки, оставляя остальные участки в работе. В разветвленной сети для обеспечения селективности ближайшие к источнику питания участки сети должны иметь вставки предохранителей на одну или две ступени больше, чем вставки более удаленных предохранителей.

Для предохранителя П1: (станки)

 Для предохранителя П2: (освещение)

А.

Выбираем плавкую вставку с Iпл.вст = 6 А. ³ Iр = 2.75 А

Для предохранителя П3: (насосная)

Выбираем плавкую вставку с Iпл.вст = 35 А. ³ Iр = 31,88 А.

Для предохранителя П4: (компрессорная)

 А.

Выбираем плавкую вставку с Iпл.вст = 200 А. ³ Iр = 185,51 А.

Для предохранителя П7: (коттеджи)

 А.

Выбираем плавкую вставку с Iпл.вст = 125 А. ³ Iр = 112,7 А.

Для предохранителя П8: (парикмахерская)

 А.

Выбираем плавкую вставку с Iпл.вст = 6 А. ³ Iр = 3.86 А.

 Для предохранителя П9: (дом)

Выбираем плавкую вставку с Iпл.вст = 300 А. Iпл.вст = 300 А. ³ Iр = 224,44 А

Для предохранителя П5: (коттеджи+школа+д/с+маг.+парик.)

Iпл.вст = 300 А. Iпл.вст = 300 А. ³ Iр = 257,15 А

Для предохранителя П6: (коттеджи+ парик.)

Iпл.вст = 125 А. Iпл.вст = 125 А. ³ Iр = 116,5 А

4. Выбор мощности трансформаторов

 

При наличии потребителей 1-й и 2-й категорий и отсутствии централизованного резерва трансформаторов главной понижающей подстанции выполняется двух-трансформаторными. При этом мощность каждого трансформатора определяется как:

Sном.тр ³ Sр / 2 × 0.7                           (4.1.)

что соответствует при аварийном режиме выходе из строя одного из трансформаторов 40% перегрузке оставшегося в работе трансформатора в режиме максимальной нагрузки.

 

4.1. Выбор мощности трансформаторов двухтрансформаторной подстанции 10/0.38 кВ

 

кВА.

Согласно выражению (4.1.) получим:

Sном.тр ³ 466,422 / 2 × 0.7 = 333,159 кВА.

Выбираем трехфазные двухобмоточные трансформаторы 10/0.4 мощностью

Sном.тр = 400 кВА.

Таблица 1.

Параметры трехфазного двухобмоточного трансформатора 10/0.4 кВ

 

Номинальная мощность Sном (кВА)	uk,%	DPk (кВт)	DPхх (кВт)	DQхх (кВАр)	rt (Ом)	xt (Ом)
400	4.5	5.5-5.9	0.92-1.08	12.0	3.7	10.6

 

4.7. Выбор мощности трансформаторов двухтрансформаторной подстанции 110/10 кВ

 

Sр2 =                        (4.2.)

PА = 1000 кВт; cosj = 0.86; tgj = 0.593;

QА = PА × tgj = 1000 × 0.593 = 590 кВАр;

PВ = 850 кВт; cosj = 0.83; tgj = 0.67;

QВ = PВ × tgj = 850 × 0.67 = 571 кВАр;

PС = 29000 кВт; cosj = 0.8; tgj = 0.75;

QС = PС × tgj = 29000 × 0.75 = 21750 кВАр;

 = 424,65 + 1000 + 850 + 29000 = 31274,65 кВт.

 = 192,929 + 590 + 571 + 21750 = 23103,93 кВАр.

Согласно выражению (4.2.) получим:

Sр2 = = 38883,1кВА.

Согласно выражению (4.1.) получим:

Sном.тр ³ 38883,1/ 2 × 0.7 = 27773,64 кВА.

Выбираем трехфазные двухобмоточные трансформаторы 110/10 кВ мощностью: Sном.тр = 32000 кВА.

Таблица 2.

Параметры трехфазного двухобмоточного трансформатора 110/10 кВ

 

Номинальная мощность Sном (кВА)	uk,%	DPk (кВт)	DPхх (кВт)	DQхх (кВАр)	rt (Ом)	xt (Ом)
32000	10.5	145	35	240	1,87	43,5

 

5. Определение потерь активной мощности и энергии в местной сети

 

Потери мощности складываются из потерь мощности в линиях и в трансформаторах. Потери активной мощности в линии в кВт могут быть определены по следующим выражениям:

, (5.1.)

где I,P,Q,S – ток, активная, реактивная и полная мощности, протекающие в линии, Uном, Rл – номинальное напряжение и активное сопротивление линии.

При определении суммарных потерь активной мощности в сети производится суммирование потерь мощности в отдельных ветвях:

,                                         (5.2.)

где индекс k равен числу ветвей в схеме сети.

Потери активной мощности в трансформаторе можно определить по формуле:

,                          (5.3.)

где DPст – потери мощности в стали, приближенно равные потерям холостого хода трансформатора;

DPм - потери в меди трансформатора, которые могут приниматься равными потерям короткого замыкания;

Sр, Sном - расчетная нагрузка и номинальная мощность трансформатора.

При двух параллельных трансформаторах выражение (5.3.) запишется как:

,                 (5.4.)

Для определения годовых потерь энергии в линиях суммарные потери мощности в линиях должны быть умножены на время потерь t :

DАSл = DРSл × t,                                          (5.5.)

которое зависит от времени использования максимальной нагрузки Ти и может быть определено по формуле:

t = (0.124 + Ти / 10000)2 × 8760.                           (5.6.)

Годовые потери энергии в параллельных трансформаторах определяются как

,               (5.7.)

Суммарные потери энергии складываются из потерь энергии в линиях и трансформаторах:

DАS = DАSл + DАSt                                    (5.8.)

Зная стоимость 1 кВт×ч электроэнергии с, можно оценить стоимость потерь электроэнергии в течение года:

C =DАS × c, руб                          (5.9.)

*0,443*160=13,543кВт

*1,94*45=3,3кВт

*0,443*100=6,640кВт

*0,326*190=25,219кВт

В 2-х параллельных трансформаторах:

Годовые потери энергии в линиях

DАSл = DРSл × t

Годовые потери энергии в трансформаторах

Суммарные потери энергии

Стоимость потерь

6. Расчет замкнутой электрической сети

 

6.1. Определение перетоков мощности и токов на участках замкнутой электрической сети

 

На первом этапе расчёта замкнутая электрическая сеть разрезается по источнику питания и заменяется сетью с двухсторонним питанием.

Активная и реактивная мощности, передаваемые от первого источника питания И1 при неучёте потерь мощности в сети, определяются как

,             (6.1.)

где Pi и Qi – активная и реактивная мощности i-й расчётной нагрузки;

li -И2 – расстояние от i-й нагрузки до второго источника питания;

 lИ1 -И2 – расстояние между источниками питания;

n – число нагрузок.

Определяются перетоки мощности на участках сети с двухсторонним питанием с использованием первого закона Кирхгофа:

pИ1-а + j × qИ1-а = pИ1 + j × qИ1

pа-б + j × qа-б = pИ1-а + j × qИ1-а – Pа – j × Qa

pб-в + j × qб-в = pа-б + j × qа-б – Pб – j × Qб          (6.2.)

pв-И2 + j × qв-И2 = pб-в + j × qб-в – Pв – j × Qв = pИ2 + j × qИ2

Если в процессе расчёта значение активного или реактивного перетока становится отрицательным, это означает, что найдена точка токораздела соответственно активной или реактивной мощности, в которой нагрузка получает питание с двух сторон.

По значениям активного и реактивного перетоков определяются полные мощности перетоков как

,                                   (6.3.)

а по ним значения токов на участках сети

,                              (6.4.)

 

6.2. Определение сечения провода кольцевой сети по экономической плотности тока

 

Сечение проводов sэк (экономическое сечение провода) по экономической плотности тока jэк, которая является нормированным обобщенным показателем, приближенно соответствующим минимуму приведённых затрат на сооружение и эксплуатацию линии находится как:

,                                      (6.5.)

где Iр – расчетный ток линии, определенный по формуле (6.4.);

 значение jэк (А/мм2) зависит от времени использования максимальных нагрузок, типа линии и района её прокладки, в курсовом проекте принимается jэк =1,1 (А/мм2).

Если сечение провода на всех участках сети нужно выбрать одинаковым, то в (6.5.) в качестве Iр должен использоваться эквивалентный ток Iэкв, при котором потери мощности будут такими же, как и при расчётных токах на участках кольцевой сети, определенных по (6.4.).

Эквивалентный ток определяется как

,                                    (6.6.)

где индекс i соответствует номеру участка кольцевой сети;

 Iрi и li – значение тока на i-м участке и длина i-го участка;

 lИ1-И2 – расстояние между источниками питания.

Выбираем ближайшее к sэк табличное значение сечения провода как:

sтабл  sэкв                                         (6.7.)

и определяем для него активное R0 и индуктивное X0 удельные сопротивления провода, а также допустимый ток по нагреву Iдоп.

Проверяем выполнение условия:

Imax £ Iдоп                                          (6.8.)

где Imax – соответствует максимальному из токов источников питания. Если условие (6.8.) не выполняется, то необходимо выбрать провод большего сечения.

Расчёт:

 

1.

РА/

РВ/

Узел 2 – является точкой токораздела

2. Определение сечения провода кольцевой сети по экономической плотности тока

sтабл sэв

50мм2 47,8мм2

Параметры воздушной линии АС-50 R0=0.65 Ом/км X0=0.392 Ом/км

Imax £ Iдоп

91,328А £ 215А

Осуществляется проверка провода по допустимой потере напряжения, которая определяется в соответствии с (2.1.). Следует учесть при этом, что потери напряжения от протекания активной мощности (реактивной) мощности в активном (реактивном) сопротивлении на участках от источника питания до точки токораздела активной (реактивной) мощности будут одинаковыми.

При совпадении точек токораздела активной и реактивной мощностей потерю напряжения на участке от любого источника питания до этой точки необходимо сравнить с допустимой потерей напряжения

DU £ DUдоп                                        (6.9.)

При несовпадении точек токораздела необходимо определить потерю напряжения до точек токораздела как активной, так и реактивной мощности, выбрать максимальную и проверить выполнение условия (6.9.)

Проверить провод по допустимой потере напряжения в аварийном режиме. Наиболее тяжелым является аварийное отключение того связанного с источником питания провода, по которому передается большая мощность.

Потеря напряжения в разомкнутой сети с несколькими нагрузками, которая образуется в результате отключения провода у источника питания, определяется по выражению (2.1.), как рассмотрено в разделе 2.1.

Выбор сечения провода по экономической плотности тока выполним с помощью IS1 – программы.

Выбранное нами сечение не удовлетворяет условию, выбираем новую марку провода с сечением 120 мм2. АС-120: r=0.27Ом/км, х=0,365 Ом/км, Iдоп =375 А

суммарная длина линии

dl 18.000000

мощность источника питания

pi 1352.700000qi 820.039800

перетоки мощности на участках линии

pp,qp 1 1352.700000 820.039800 2 352.700100

230.039800 3 -497.299900 -340.960200 4

-921.950000 -533.889200

2точка токораздела активных мощностей

2точка токораздела реактивных мощностей

токи на участках линии

car 1 91.328390 2 24.311560 3

34.811920 4 61.509600

эквивалентный ток

care 52.579050

экономическое сечение провода 52.579050

потеря напряжения в нормальном режиме на участках линии

ul 1 199.363100 2 107.516100 3

129.360700 4 177.518400

максимальная потеря напряжения в нормальном режиме до точек активного и реактивного токораздела

 ua 306.879200

ur 306.879200

сечение провода r0= 2.700000E-01 x0= 3.650000E-01

аварийный режим

потеря U при аварийном отключении провода в конце 798.832900

потеря U при аварийном отключении провода в начале 1196.178000

7. Расчёт разомкнутой электрической сети с трансформаторами

 

Цель расчёта заключается в определении на основе информации о значении напряжения, а также значениях активной и реактивной мощностей в нагрузочном узле 2 схемы сети, показанной на рис.3(а), напряжений в узлах 1, а, б и перетоков мощности на отдельных участках сети. Вспомогательными являются задачи, связанные с определением параметров элементов схемы замещения электрической сети, показанной на рис.3(б). Номинальное напряжение нагрузочного и генераторного узлов полагается равными 10 кВ, а номинальное напряжение линии 220(110) кВ.

 

Рис.3. Схема двухцепной линии с трансформаторами по концам а) и её ехема замещения б).

 

Повышающий и понижающий трансформаторы Т1 и Т2 на схеме замещения представлены активным и индуктивным сопротивлениями, а поперечная проводимость трансформатора заменена постоянной нагрузкой (потерями активной и реактивной мощностей в стали трансформатора DPст +j× DQст , приближенно равными потерям холостого хода DPх+ +j× DQх):

Sст = DPст +j× DQст= DPх +j× DQх                                  (7.1.)

7.1. Выбор сечения проводов двухцепной линии по экономической плотности тока

 

Для определения расчетного тока двухцепной линии:

,                                   (7.2.)

необходимо оценить протекающую по линии мощность, которая может быть определена как сумма нагрузки Pн +j× Qн и потери мощности DPt2 +j× DQt2 в трансформаторе Т2:

Pл +j× Qл = Pн +j× Qн+ DPt2 +j× DQt2.                  (7.3.)

Числитель выражения (7.2.) соответствует протекающей в линии полной мощности;

двойка в знаменателе делит эту мощность между параллельными ветвями;

Uл.ном – номинальное напряжение линии, равное 220(110) кВ.

Мощность трансформаторов Т1 и Т2 может быть выбрана одинаковой по мощности нагрузки двухцепной линии с трансформаторами и условию (4.1.). Для выбранных трансформаторов определяются, Приложение 7 [1]:

· табличные значения активного rt и индуктивного xt сопротивлений трансформаторов, приведенные к стороне высокого напряжения трансформатора;

· значения активных и реактивных потерь холостого хода DPх +j× DQх, которым полагаются равными потери в стали трансформатора DPст +j× DQст;

· активные потери короткого замыкания трансформатора DPк , которым полагаются равными потери активной мощности в меди трансформатора DPм;

· напряжение короткого замыкания трансформатора uк в процентах, использующееся при вычислении реактивных потерь короткого замыкания:

                                     (7.4.)

которым полагаются равными потери реактивной мощности в меди трансформатора.

Потери мощности двух параллельных трансформаторов можно определить по формуле:

. (7.5.)

Экономическое сечение проводов линии определяется при заданном значении экономической плотности тока в соответствии с (6.5.). Сечение проверяется по нагреву, условие (3.1.), и допустимой потере напряжения в нормальном, и связанном с выпадением одной из параллельных линий аварийном режимах.

 

7.2. Определение параметров режима двухцепной линии электропередачи с трансформаторами

 

Расчёт режима начинаем с нагрузочного узла. Поскольку номинальные напряжения U1ном = U2ном отличаются от номинального напряжения линии Uл.ном, приводим напряжение U2 к номинальному напряжению линии как:

,                        (7.6.)

где kt2 – коэффициент трансформации трансформатора Т2, равный отношению номинального напряжения линии к номинальному напряжению нагрузки;

 - вторичное напряжение трансформатора, приведённое к стороне высокого напряжения.

Приведённое напряжение в узле б отличается от приведённого напряжения в узле 2 на величину потерь напряжения в трансформаторе Т2, определяемых по значениям активной и реактивной нагрузки в узле 2, эквивалентным значениям сопротивлений параллельных трансформаторов  и приведенному напряжению :

.       (7.7.)

Мощность, генерируемая половиной емкости на землю двухцепной линии в точке б, определяется как:

,                                    (7.8.)

где b0 – удельная проводимость на землю линии умножается на длину линии l и на 2, так как линии параллельны, делится на 2, так как рассматривается проводимость только половинной емкости в соответствии с П-образной схемой замещения линии.

Переток мощности в конце линии Pб-а + j× Qб-а отличается от мощности нагрузки на величину потерь мощности в трансформаторе и мощность, генерируемую линией (7.8.)

 (7.9.)

В (7.9.) потери мощности в меди трансформатора определены иначе, чем в (7.5.), следует также обратить внимание на то, что реактивная мощность в конце линии больше реактивной мощности в начале трансформатора Qб-2 > Qб-а на мощность, генрируемую линией в точке б. Определяем переток мощности в начале линии, отличающийся от перетока в конце линии на величину потерь мощности в линии:

 (7.10.)

где rл/2, хл/2 – активное и индуктивное сопротивления параллельных линий.

Аналогично (7.7.) определяется приведённое напряжение в точке а, отличающееся от приведённого напряжения в точке б на величину потерь напряжения в линии:

.                      (7.11.)

Найдём мощность, генерируемую линией в точке а:

,                                   (7.12.)

Определяется мощность, поступающая из источника питания и отличающаяся от мощности в начале линии на величину потерь мощности в трансформаторе Т1, и мощность, генерируемую линией в узле а:

 (7.13.)

где rt1/2, хt1/2 – эквивалентные активное и индуктивное сопротивления параллельных трансформаторов.

Определяем приведенное:

,             (7.14)

и действительное напряжения в узле 1:

.                           (7.15.)

ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ

 

Активная мощность PNn 35.043000

Реактивная мощность QNn 24.392000

Длина линии dl 29.000000

dl 29.000000

Индуктивное сопротивление трансформатора xt 43.500000

Активные потери мощности в стали dpst 3.500000E-02

Реактивные потери мощности в стали dqst 2.400000E-01

Потери короткого замыкания dpk 1.450000E-01

Напряжение короткого замыкания uk 10.500000

Номинальная мощность трансформатора str 32.000000

 

РЕЗУЛЬТАТЫ РАСЧЁТА

 

номинальные напряжения тр-ра :121/10.5 кВ

jэкономическое:1А/мм2

доп потеря напряжения:7700B

полная мощность нагрузки 42.696390

акт.переток в линии 35.242070 реакт. переток в линии 27.862830

потери акт мощн в ст.т-ра 1.990685E-01

потери реакт мощн в ст. т-ра 3.470829

потери реакт. мощн в меди тр-ра = 3.360000

полная мощность в конце линии 44.925950

ток в линии 107.181800

расчетное сечение линии 107.181800

потеря напряжения 2632.408000

выбрать провод r0= 3.300000E-01x0= 3.710000E-01b0= 2.870000E-06

выбрать провод r0= 3.300000E-01 x0= 3.710000E-01b0= 2.870000E-06

приведенное напряжение в конце тр-ра 121.000000

потеря акт, реакт.мощн.в тр-ре. 1.164188E-01 2.708138

акт, реакт. мощности в начале тр-ра2. 35.229420 27.580140

напряжение в конце линии 125.655300

мощность, генерируемая в конце линии 1.314139

акт., реакт мощности в конце линии 35.229420 26.266000

напряжение в начале линии 128.121300

акт., реакт мощности в начале линии 35.814620 26.923910

мощность, генерируемая в начале линии 1.366227

акт, реакт. мощности в конце тр-ра1. 35.814620 25.557680

приведенное напряжение генератора 132.721400

напряжение генератора 11.517150

акт., реакт мощности генератора 35.994890 28.602730

 

CDO-6.0 / (27.02.04)

 

Дата: 2008:05:26

Время расчета: 21:39:42

Для задания коэффициентов трансформации используется полярная система координат

 *ЧСЕТЬ * Основные данные

 ---------- Bремя:21:39:44.75

 Считаны данные: BEAST ( )

 *ПЧСЕТЬ * Просмотр основных данных

 ---------- Bремя:21:39:52.49

 *СРЖМ * Расчет установившегося режима

 ---------- Bремя:21:40:00.07

 (B): В узле 1 задан источник реак.мощности без пределов регулирования

 

 Oбобщенные данные по схеме BEAST

 -----------------------------------

узлов- 16 ветвей- 13

генераторов- 1 трансформаторов- 6

из них синхр. компенсаторов- 0 из них с регулированием- 4

узлов с нагрузкой- 11 тр-ов с поперечным рег.- 0

узлов со с.х.н.- 0 ветвей с фикс. P- 0

узлов с шунтами- 0 параллельных ветвей- 6

из них управляемых- 0 перетоков сальдо- 0

узлов с пределами- 0 ветвей с пределами- 4

контр. параметров по узлам- 0 контр. параметров по ветвям- 12

узлов с стк- 0 отключенных ветвей- 0

Температура: 20 град.

Частота системы 1 = 50.00 гц

 

Суммарная нагрузка по Р: 34392. кВт по Q: 25393. кВАр

Суммарная генерация по Р: 35043. кВт по Q: 25577. кВАр

 

Номера балансирующих узлов по:

P: 1

Q: 1

Итерация Pнб max( узел) Qнб max ( узел) шаг якобиан ннэ

0 Q-U 59870.840( 2) 93880.640( 3) .100E+01 .543*E 137 107

1 P-D 31201.040( 4) 11193.800( 3) .119E+01 .543*E 137 107

2 PQ 11860.380( 4) 15211.350( 3) .578E+00 .543*E 137 107

3 PQ 2985.551( 4) 3693.785( 3) .774E+00 .851*E 138 106

4 PQ 74.539( 10) 28.244( 4) .101E+01 .729*E 139 106

5 PQ 1.209( 10) .928( 4) .104E+01 .116*E 138 105

(И): Pасчет закончен. Mакс.небаланс = .95703E-01

*ПЧРЖМ * Просмотр результатов расчета

---------- Bремя:21:40:02.60

Информация об узлах схема: BEAST

У з е л напряжение угол Pн Qн Pг Qг Pш Qш Pнб Qнб

И м я Номер кВ град кВт кВАр кВт кВАр кВт кВАр кВт кВАр

1 11.000 - - - 36309.3 33406.1 - - - -

122.076 -2.245 - - - - - - - -

3 116.593 -2.646 - - - - - - - -

4 10.256 -5.183 32000.0 24000.0 - - - - - -

5 10.126 -5.463 850.0 530.0 - - - - - -

6 10.011 -5.710 850.0 638.0 - - - - - -

7 10.103 -5.595 - - - - - - - -

8 .399 -6.208 326.2 106.1 - - - - - -

9 .391 -6.162 - - - - - - - -

10 .365 -4.660 93.8 45.4 - - - - - -

11 .362 -4.414 42.0 20.3 - - - - - -

12 .360 -4.290 9.6 4.6 - - - - - -

13 .391 -6.172 70.0 17.6 - - - - - -

14 .391 -6.174 3.9 1.0 - - - - - -

15 .392 -6.188 95.0 19.3 - - - - - -

16 .389 -6.181 51.1 10.4 - - - - - -

------- ------- ------- ------- ------- -------

34391.6 25392.8 36309.3 33406.1 .0 .0

 

*СРЖМ * Расчет установившегося режима

---------- Bремя:21:40:38.19

(И): Pасчет закончен. Mакс.небаланс = .95703E-01

*ПЧРЖМ * Просмотр результатов расчета

---------- Bремя:21:40:40.61

 

Информация об узлах схема: BEAST

У з е л напряжение угол Pн Qн Pг Qг Pш Qш Pнб Qнб

И м я Номер кВ град кВт кВАр кВт кВАр кВт кВАр кВт кВАр

1 11.000 - - - 36309.3 33406.1 - - - -

2 122.076 -2.245 - - - - - - - -

3 116.593 -2.646 - - - - - - - -

4 10.256 -5.183 32000.0 24000.0 - - - - - -

5 10.126 -5.463 850.0 530.0 - - - - - -

6 10.011 -5.710 850.0 638.0 - - - - - -

7 10.103 -5.595 - - - - - - - -

8 .399 -6.208 326.2 106.1 - - - - - -

9 .391 -6.162 - - - - - - - -

10 .365 -4.660 93.8 45.4 - - - - - -

11 .362 -4.414 42.0 20.3 - - - - - -

12 .360 -4.290 9.6 4.6 - - - - - -

13 .391 -6.172 70.0 17.6 - - - - - -

14 .391 -6.174 3.9 1.0 - - - - - -

15 .392 -6.188 95.0 19.3 - - - - - -

16 .389 -6.181 51.1 10.4 - - - - - -

------- ------- ------- ------- ------- -------

34391.6 25392.8 36309.3 33406.1 .0 .0

 

Информация об узлах схема: BEAST

У з е л напряжение угол Pн Qн Pг Qг Pш Qш Pнб Qнб

И м я Номер кВ град кВт кВАр кВт кВАр кВт кВАр кВт кВАр

1 11.000 - - - 36309.3 33406.1 - - - -

2 122.076 -2.245 - - - - - - - -

3 116.593 -2.646 - - - - - - - -

4 10.256 -5.183 32000.0 24000.0 - - - - - -

5 10.126 -5.463 850.0 530.0 - - - - - -

6 10.011 -5.710 850.0 638.0 - - - - - -

7 10.103 -5.595 - - - - - - - -

8 .399 -6.208 326.2 106.1 - - - - - -

9 .391 -6.162 - - - - - - - -

10 .365 -4.660 93.8 45.4 - - - - - -

11 .362 -4.414 42.0 20.3 - - - - - -

12 .360 -4.290 9.6 4.6 - - - - - -

13 .391 -6.172 70.0 17.6 - - - - - -

14 .391 -6.174 3.9 1.0 - - - - - -

15 .392 -6.188 95.0 19.3 - - - - - -

16 .389 -6.181 51.1 10.4 - - - - - -

------- ------- ------- ------- ------- -------

34391.6 25392.8 36309.3 33406.1 .0 .0

 

Информация о ветвях схема: BEAST

Ветвь Pij Qij Pji Qji дP корона дQ Iл Kзагр Qг

I J кВт кВАр кВт кВАр кВт кВт кВАр А кВАр

2- 3 36082.6 30145.6 -34663.0 -28549.4 1419.65 - 1596.17 222.6 - -

4- 5 1324.0 847.5 -1311.3 -830.4 12.69 - 17.15 88.6 - -

4- 7 1126.9 602.4 -1114.3 -585.4 12.57 - 17.00 72.0 - -

5- 6 461.3 300.4 -457.3 -295.0 3.99 - 5.39 31.4 - -

6- 7 -392.7 -343.0 395.6 347.0 2.93 - 3.96 30.1 - -

8- 9 237.3 91.6 -232.4 -90.0 4.87 - 1.66 368.1 - -

8- 15 149.3 30.3 -146.5 -29.7 2.85 - .52 220.5 - -

9- 10 158.4 71.3 -146.1 -70.5 12.27 - .87 256.6 - -

9- 13 74.0 18.7 -73.9 -18.6 .13 - .05 112.8 - -

10- 11 52.3 25.0 -51.6 -25.0 .67 - .05 91.7 - -

11- 12 9.6 4.6 -9.6 -4.6 .06 - .00 17.1 - -

13- 14 3.9 1.0 -3.9 -1.0 .00 - - 6.0 - -

15- 16 51.5 10.4 -51.1 -10.4 .35 - .06 77.5 - -

-------- ------ -------- --------

1473.03 .00 1642.89 .0

Информация о трансформаторах схема - BEAST

Имя об'екта Имя тр-ра узел Uтек Kмод Карг P Q I Kзагр dP dQ Psh Qsh

кВ кВт кВАр А о.е. кВт кВАр кВт кВАр

2 122.076 11.524 - -18041.3 -15072.7 111.3 .55 54.78 1314.76 58.59 315.5

1 11.000 18154.7 16703.0

 -------------------------------------------------------------------------------------------

2 122.076 11.524 - -18041.3 -15072.7 111.3 .55 54.78 1314.76 58.59 315.5

1 11.000 18154.7 16703.0

 -------------------------------------------------------------------------------------------

3 116.593 10.952 - 17331.5 14274.7 111.3 .55 52.58 1261.94 53.45 287.8

4 10.256 -17225.4 -12724.9

 -------------------------------------------------------------------------------------------

3 116.593 10.952 - 17331.5 14274.7 111.3 .55 52.58 1261.94 53.45 287.8

4 10.256 -17225.4 -12724.9

 -------------------------------------------------------------------------------------------

7 10.103 25.000 - 359.3 119.2 21.7 - 2.95 5.20

8 .399 -356.4 -114.0

 -------------------------------------------------------------------------------------------

7 10.103 25.000 - 359.3 119.2 21.7 - 2.95 5.20

8 .399 -356.4 -114.0

--------------------------------------------------------------------------------------------

И т о г о: 220.63 5163.79 224. 1206.

 

Tаблица распределения потерь в схеме: BEAST

 

Cуммарные мощности : активн. реактивн.

H а г р у з к а 34391.6 25392.8

Г е н е р а ц и я 36309.3 33406.1

Генерация ЛЭП .0

П о т е р и в:

Ш у н т а х .0 .0

из них в БСК .0

СК .0

Л Э П 1473.0 1642.9

на корону по g .0

На корону по хар-ке .0

Трансформаторах 220.6 5163.8

в шунтах 224.1 1206.7

Суммарные потери 1917.7 8013.3

 

Потери в линиях электропередач

 

U ном U ср. активные % реактивные % генер. в ЛЭП % корона %

4 .4 21.20 1.1 3.22 .0 .00 .0 .00 .0

10.5 10.3 32.18 1.7 43.50 .5 .00 .0 .00 .0

110.0 119.3 1419.65 74.0 1596.17 19.9 .00 .0 .00 .0

-------- ----- -------- ----- -------- -----

Итого: 1473.0 76.8 1642.9 20.5 .0 .0

 

Потери в трансформаторах

 

U ном DP обмотки % DQ обмотки % DP шунта % DQ шунта %

10.5 5.90 .3 10.39 .1 .00 .0 .00 .0

110.0 214.73 11.2 5153.40 64.3 224.09 11.7 1206.66 15.1

-------- ----- -------- ----- -------- ----- -------- -----

Итого: 220.6 11.5 5163.8 64.4 224.1 11.7 1206.7 15.1

 

Oбобщенные данные по схеме BEAST

-----------------------------------

узлов- 16 ветвей- 13

генераторов- 1 трансформаторов- 6

из них синхр. компенсаторов- 0 из них с регулированием- 4

узлов с нагрузкой- 11 тр-ов с поперечным рег.- 0

узлов со с.х.н.- 0 ветвей с фикс. P- 0

узлов с шунтами- 0 параллельных ветвей- 6

из них управляемых- 0 перетоков сальд<