Анализ результатов расчета режимов спроектированной сети

Для рассмотренной сети, которая характеризуется временем использования наибольшей нагрузки Т_НБ=4800 ч. проведем анализ режима наибольших нагрузок по результатам приведенных расчетов.

Узлом сети 110 кВ с наименьшим напряжением в рассмотренном режиме является узел 6 (напряжение узла 114,54 кВ), т.к. узел 6 является точкой раздела мощностей в замкнутом контуре , а так же является электрически наиболее удаленной точкой сети 110 кВ.

Потери мощности в ветвях схемы замещения сетевого района определяются как разность между мощностью в начале ветви и мощностью ее конца. Согласно рис. 10 потери мощности в ветви 14-3 составляют, МВ·А:

 

 

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)
14-7	36,65	16,2	36,38	15,83	0,28	0,37
7-1	25,28	12,01	25,13	11,86	0,15	0,15
1-8	25,07	11,51		9,95	0,07	1,56
7-2	11,09	5,37	11,07	5,34	0,03	0,02
2-9	11,04	5,2		4,45	0,04	0,75
14-3	48,3	22,15	47,74	21,03	0,56	1,12
3-5	20,49	10,52	20,27	10,17	0,22	0,35
5-11	17,06	8,06		6,89	0,06	1,17
3-10	10,04	4,52		3,9	0,04	0,62
3-4	17,18	7,24	17,03	7,04	0,15	0,2
5-6	3,18	2,42	3,17	2,42	0,01	0,01
4-6	8,96	3,51	8,91	3,47	0,05	0,05
4-12	8,04	3,97		3,3	0,04	0,67
6-13	12,05	5,74		4,8	0,05	0,94
		Итого:	1,75	7,97

 

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)
		0,027	0,175	0,054	0,350
		0,014	0,07	0,028	0,140
		0,014	0,07	0,028	0,140
		0,0115	0,0504	0,023	0,1008
		0,019	0,112	0,038	0,224
		0,014	0,07	0,028	0,140
Итого:	0,199	1,095

 

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 14 и 3. Это ветвь линии, соединяющей подстанцию «А» с шинами 110 кВ подстанции 3. Потери в ней составляют 0,56 МВт или 28,73 % от суммарных потерь активной мощности в сети. Данное обстоятельство можно объяснить тем, что по данной двухцепной линии передается вся потребляемая в замкнутой части сети мощность.

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 69,45% потерь реактивной мощности района.

 

Таблица 24

 

Реактивная мощность, генерируемая линиями сетевого района

 

Линия	14-3	14-7	7-2	7-1	3-5	3-4	5-6	4-6	Итого:
Зарядная мощность, Мвар	1,76	0,948	0,616	0,74	0,676	0,568	0,494	0,494	6,296

 

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

 

(57)

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 табл. 25 приведены коэффициенты загрузки силового оборудования подстанций.

Таблица 25

 

Коэффициенты загрузки трансформаторов

 

Номер подстанции	Количество и тип трансформаторов	Мощность, протекающая через трансформатор (МВ·А)	Коэффициент загрузки
	2×ТРДН-25000/110	26,907	0,54
	2×ТДН-10000/110	11,866	0,59
	2×ТДН-10000/110	10,734	0,54
	2×ТМН-6300/110	8,654	0,69
	2×ТДН-16000/110	18,343	0,57
	2×ТДН-10000/110	12,924	0,64

 

Годовые потери электроэнергии составляют:

 

(58)

 

 

где а

 

Величина времени наибольших потерь определяется по формуле:

 

(59)

 

Для рассматриваемого сетевого района величина составит, ч:

 

 

Тогда потери электроэнергии за год равны, МВт·ч:

 

 

Переданная потребителям электроэнергия определяется по формуле, МВт·ч:

 

(60)

где - суммарное значение активной мощности потребителей района.

 

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

 

 

Следовательно, в процентном выражении потери электроэнергии составляют, %:

 

 

Коэффициент полезного действия можно определить по формуле:

 

(61)

 

Для рассматриваемой сети коэффициент полезного действия равен, %: