Расчеты режимов электрических сетей

Тип работы:
Курсовая
Предмет:
Физика


Узнать стоимость

Детальная информация о работе

Выдержка из работы

1. Выбор номинального напряжения сети

В общем случае выбор номинального напряжения районной сети производится одновременно со схемой электрических соединений на основе технико-экономических расчетов. Величиной напряжения определяются параметры линий электропередачи и выбираемого электрооборудования подстанций и сетей, а, следовательно, размеры капиталовложений, расход цветного металла, потери электроэнергии и эксплуатационные расходы.

Номинальное напряжение определяется передаваемой активной мощностью и длиной линии электропередачи. Поэтому для заданной конфигурации необходимо определить распределение активных мощностей в схеме. Для замкнутых фрагментов схем сети предполагается, что все ее участки выполнены проводами одного сечения, поэтому потокораспределение находится по длинам линий.

Схема географического расположения пунктов представлена на рисунке 1.

Рисунок 1 — Схема географического расположения пунктов

Обозначим на схеме все наибольшие зимние нагрузки P, тыс. кВт.

Наибольшие зимние нагрузки представлены на рисунке 2.

Рисунок 2 — Наибольшие зимние нагрузки

Центром питания для замкнутой части является узел 3. Рассматриваемую кольцевую часть сети представим в виде линии с двусторонним питанием, которая представлена на рисунке 3.

Рисунок 3 — Преобразованное кольцо в цепь с двухсторонним питанием

Определим по формулам (1) и (2) мощности на участках 3−5, 3−6, 3−4.

(1)

(2)

Где длина линий:

В качестве проверки используем уравнение баланса мощностей:

(3)

Определим мощности для остальных участков, пользуясь первым законом Кирхгофа.

Участок 5−6:

(4)

Участок 4−6:

(5)

Участок А-3:

(6)

Участок А-7:

(7)

Определим напряжения в одних одноцепных линиях, для этого воспользуемся формулой (8):

; (8)

Определим напряжение в двух одноцепных линиях, для этого воспользуемся формулой (8):

; (9)

Определим напряжения в двухцепной линии, для этого воспользуемся формулой (10):

(10)

В итоге получаем, что все линии нужно выполнять на напряжение 110 кВ.

Все рассчитанные значения представим в таблице 1.

Таблица 1 Выбор номинальных напряжений.

Линия

l, км.

Исполнение

Р, МВт

Up, кВ

Uном, кВ

А-7

15

2

36

77,13

110

7−2

10

2

11

51,82

110

7−1

12

2

25

66,59

110

А-3

27

1+1

47

87,12

110

3−5

21

1

19,75

79,67

110

5−6

16

1

2,75

33,62

110

3−4

18

1

9,25

55,58

110

4−6

16

1

17,25

74,4

110

2. Выбор мощности компенсирующих устройств

Компенсация реактивной мощности существенно влияет на значение полных нагрузок подстанций и, следовательно, на выбор мощности трансформаторов, сечение проводов ЛЭП, на потери мощности и энергии в сети.

При проектировании электрических сетей целью расчетов является получение предельных значений реактивной мощности, передаваемой из сети в часы максимальных нагрузок.

Установка компенсирующего устройства (КУ) условно принимается на шинах низшего напряжения подстанции. Наиболее широкое распространение получили комплектные конденсаторные установки. Необходимая мощность батарей конденсаторов, устанавливаемых на каждой подстанции, набирается параллельным включение конденсаторных установок.

Для электрической сети, изображенной на рисунке 1, выполним компенсацию реактивной мощности. На всех подстанциях установлено два трансформатор. Напряжение на шинах низшего напряжения, к которым присоединяются потребители электрической энергии, равно 10 кВ.

Определим реактивную мощность нагрузки по формуле (11):

(11)

где — значение заданной максимальной активной мощности нагрузки;

— коэффициент мощности нагрузки, определяемый по заданному значению.

Предельная реактивная мощность, превышение которой повлечет увеличение тарифа на электроэнергию, определяется по формуле (12):

(12)

где — предельное значение реактивной мощности, потребляемой в часы максимальных нагрузок электрической сети.

Определим мощность компенсирующих устройств по формуле (13):

(13)

Наиболее широкое распространение для компенсации реактивной мощности получили комплектные конденсаторные установки (ККУ). Запишем стандартные установленные мощности при номинальном напряжении 10,5 кВ:

Расчет реактивных мощностей выполняется по формуле (14).

(14)

Все рассчитанные максимальные нагрузки представим в таблице 2.

Таблица 2 Таблица компенсирующих устройств для режима максимальных нагрузок

Пункт

1

2

3

4

5

6

25

11

10

8

17

12

0,84

0,84

0,81

0,80

0,83

0,82

0,65

0,65

0,72

0,75

0,67

0,70

16,25

7,15

7,2

6

11,39

8,4

10

4,4

4

3,2

6,8

4,8

6,25

2,75

3,2

2,8

4,59

3,6

2

2

2

2

2

2

3,125

1,375

1,6

1,4

2,295

1,8

3,125

1,350

1,350+0,300

1,350

2,250

1,800

9,95

4,45

3,9

3,3

6,89

4,8

3. Выбор сечения проводов. Проверка по нагреву и потере напряжения

3. 1 Выбор сечения проводов ЛЭП

Выбор сечений проводов воздушных линий (ВЛ) электропередачи при проектировании электрических сетей проводится по методу экономической плотности токов, в зависимости от типа проводника и времени использования наибольшей нагрузки Тнб. Этот метод в ряде случаев может приводить к ошибкам, поскольку основан на ряде не вполне обоснованных допущений: линейной зависимости капитальных вложений от сечения проводов ВЛ, предположения о непрерывности сечения проводов в выражении приведенных за-трат. Экономическая плотность тока не зависит от номинального напряжения, материала и типа опор ВЛ. На каждом проектируемом участке будем устанавливать железобетонные опоры.

В данном курсовом проекте выбор сечений проводов ВЛ в соответствии с рекомендациями ПУЭ [5] производится по экономической плотности тока.

Порядок расчетов при этом следующий:

1. Определяется распределение активных и реактивных мощностей в электрической сети в режиме максимальных нагрузок.

Рассчитываем потоки реактивных мощностей, протекающих по линиям сети, пользуясь правилом моментов для кольцевых схем и законом Кирхгофа для узлов сети. Воспользуемся рисунком 1.

Рисунок 1- Схема сетевого района

Найдем реактивные мощности в схеме с двусторонним питанием, которая представлена на рисунке 4.

Рисунок 4- Схема с двусторонним питанием для реактивных мощностей

Определим по формулам (15) и (16) мощности на участках 3−5 и 3−4.

(15)

(16)

(17)

(18)

В качестве проверки используем уравнение баланса мощностей:

(19)

Определим мощности на остальных участках:

Участок 7−1:

(20)

Участок 7−2:

(21)

Участок А-7:

(22)

Участок А-3:

(23)

Теперь, зная потоки активных и реактивных мощностей, запишем потоки полных мощностей, протекающих в ветвях:

(24)

Представим на схеме все активные и реактивные мощности.

Схема представлена на рисунке 5.

Рисунок 5- Схема с активными и реактивными мощностями

2. Определим токи Imaxj на участках сети в режиме максимальных нагрузок:

(25)

где Pj и Qj — активная и реактивная мощности в j-ой линии в режиме максимальных нагрузок, МВт, Мвар;

n — количество цепей линии электропередачи на данном участке;

— номинальное напряжение линии, кВ.

Подставим известные значения в формулу (25) найдем токи на участках сети:

3. Выбор сечений и марок проводов линий электропередачи.

Находим экономическое сечение провода линии i-k по формуле (26).

(26)

Экономическая плотность тока для сталеалюминиевых проводов при часов равна.

Теперь по таблице стандартных проводов выбираем сечение и марку проводов. Результаты выбора сечений проводов представлены в таблице 3.

Таблица 3 Марки проводов воздушных линий.

Линия

Кол-во цепей

Марка провода

Отключение линии

А-7

2

36+j14,4

110

101,75

АС-95/16

330

203,5

Одна цепь

7−1

2

25+j9,95

110

70,61

АС-70/11

265

141,22

7−2

2

11+j4,45

110

31,14

АС-70/11

265

62,28

А-3

1+1

47+j18,89

110

132,93

АС-150/24

450

265,86

3−5

1

19. 75+j7,99

110

111,82

АС-120/19

390

209,55

3−4

5−6

1

2,75+j1,1

110

15,54

АС-70/11

265

113,25

96,28

3−4

3−5

3−4

1

17,25+j7

110

97,7

АС-95/16

330

209,55

3−5

4−6

1

9,25+j3,7

110

52,29

АС-70/11

265

164,11

45,4

3−5

3−4

3.2 Проверка выбранных проводов по нагреву

Проверку выбранных проводов по нагреву данной сети необходимо провести для трех послеаварийных режимов:

1. Отключение одной линии на участках: А-3,А-7,7−1,7−2. Этот режим характеризуется увеличением тока, протекающего по оставшейся линии в два раза по сравнению с нормальным режимом.

2. Отключение линии на участке 3−5 представлено на рисунке 6.

Рисунок 6- Послеаварийный режим сети при отключении участка 3−5

Потокораспределение в сети в данном режиме определяется по первому закону Кирхгофа:

(27)

(28)

(29)

(30)

(31)

(32)

(33)

Рассчитаем токи послеаварийного режима:

2. Отключение линии на участке 3−4 представлено на рисунке 7:

Рисунок 7 -Послеаварийный режим сети при отключении участка 3−4

В данном случае меняются мощности на участках 6−4, 5−6, 3−5.

Потокораспределение в сети в данном режиме определяется по первову закону Кирхгофа:

(34)

(35)

(36)

Рассчитаем токи послеаварийного режима:

Сравнение токов послеаварийных режимов для каждой линии с допустимыми по нагреву Iдоп показало, что для каждого участка сети следовательно, все марки проводов выдерживают нагрев длительно протекающим токам.

3.3 Проверка по допустимой потере напряжения

Определим потери напряжения в процентах от номинального на участке i-k определяются по формуле (37).

(37)

Где ,-погонные параметры линии электропередачи, принимаемые в зависимости от марки провода, Ом/км:

Нормальный режим:

1. Для линии А-7, выполненной проводом марки АС-95/16, Ом/км; Ом/км.

При отключении одной линии А-7 увеличивается вдвое:

2. Для линии 7−2, выполненной проводом марки АС-70/11, Ом/км; Ом/км:

При отключении одной линии 7−2 увеличивается вдвое:

3. Для линии 7−1, выполненной проводом марки АС-70/11, Ом/км; Ом/км:

При отключении одной линии 7−1 увеличивается вдвое:

4. Для линии А-3, выполненной проводом марки АС-150/24, Ом/км; Ом/км:

При отключении одной линии А-3 увеличивается вдвое:

5. Для линии 3−5, выполненной проводом марки АС-120/19, Ом/км; Ом/км:

6. Для линии 5−6, выполненной проводом марки АС-70/11, Ом/км; Ом/км:

7. Для линии 3−4, выполненной проводом марки АС-95/16, Ом/км; Ом/км:

8. Для линии 4−6, выполненной проводом марки АС-70/11, Ом/км; Ом/км:

Послеаварийные режимы:

1. Для линии 3−5, выполненной проводом марки АС-120/19, Ом/км; Ом/км расчет ведется по формуле (37):

2. Для линии 5−6, выполненной проводом марки АС-70/11, Ом/км; Ом/км:

3. Для линии 3−4, выполненной проводом марки АС-95/16, Ом/км; Ом/км:

4. Для линии 4−6, выполненной проводом марки АС-70/11, Ом/км; Ом/км:

Все результаты представим в таблице 4.

Таблица 4 Результаты расчета потерь напряжения.

Линия

Нормальный режим

Послеаварийный режим

Откл. Линия

А-7

110

95

15

0,434

36

14,4

1,12

36

14,4

2,24

1 цепь

7−2

110

70

10

0,444

11

4,45

0,29

11

4,45

0,58

7−1

110

70

12

0,444

25

9,95

0,79

25

9,95

1,58

А-3

110

150

27

0,420

47

18,89

1,99

47

18,89

3,98

3−5

110

120

21

0,427

19,75

7,99

1,52

37

15

2,85

3−4

5−6

110

70

16

0,444

2,75

1,1

0,23

20 17

8,1 6,89

1,7 1,44

3−4

3−5

3−4

110

95

18

0,434

17,25

7

1,3

37

15

2,78

3−5

4−6

110

70

16

0,444

9,25

3,7

0,78

29 8

11,69 3,3

2,45 0,68

3−5

3−4

Проверка по потере напряжения проводится для того, чтобы напряжение у самого удаленного приемника электрической энергии соответствовало требованиям ГОСТ Р 5414−2010 [6]. Поэтому необходимо рассчитать суммарные потери в сети одного номинального напряжения от центра питания, в котором осуществляется регулирование напряжения, до электрически удаленного узла и сравнить их с допустимой величиной.

Для рассматриваемого примера в сети 110 кВ удаленным будет узел 2, следовательно, должно выполняться условие:

Удаленными в нормальном режиме будут являться узлы 1, 2,6.

Потери напряжения от узла, А до узлов 1, 2 и 6 равны, %:

Все потери напряжения не превышают допустимых 15%.

Рассмотрим послеаварийный режим.

При отключении линии 3−4 удаленным будет узел 4:

7,22%< 20%

При отключении линии 3−5 суммарные потери напряжения до удаленного узла 5:

8,66%< 20%

При отключении одной цепи линии А-3 удаленным будет узел 6:

5,73%< 20%

6,06%< 20%

При отключении одной цепи линии А-2:

2,82%< 20%

При отключении одной цепи линии А-1:

3,82%< 20%

Во всех послеаварийных режимах потери напряжения не превышают допустимых значений.

В результате можно констатировать, что выбранные марки проводов воздушных линий электропередачи удовлетворяют условиям работы как в нормальном, так и послеаварийном режимах.

4. Выбор числа и мощности трансформаторов. Схемы электрических соединений подстанций

4.1 Выбор числа и мощности трансформаторов

Выбор мощности трансформаторов определяется из условий их параллельной работы.

При определении номинальной мощности трансформаторов необходимо учитывать допустимые систематические и аварийные перегрузки трансформаторов в целях снижения суммарной установленной мощности.

1. Требуется выбрать тип и мощность трансформаторов на двухтрансформаторной подстанции 1 — 110/10 кВ.

Максимальная мощность находится по формуле (38):

(38)

Нагрузка между трансформаторами распределена равномерно, т. е. трансформаторы загружены одинаково.

Так как график нагрузки трансформаторной подстанции не известен, то для выбора номинальной мощности силовых трансформаторов подстанции воспользуемся условием (39).

(39)

Где — значение наибольшей мощности, протекающей через наиболее загруженную обмотку трансформатора подстанции;

— условно принимаемый коэффициент допустимой аварийной перегрузки равный 1.4 для трансформаторов с системой охлаждения М и Д.

Тогда ближайшее стандартное значение номинальной мощности трансформаторов составит 25МВА. При установке на рассматриваемой подстанции двух трансформаторов с номинальной мощностью 25МВА каждый из них будет загружен на:

;

Таким образом, для рассматриваемой подстанции в качестве силовых трансформаторов могут использоваться два трансформатора ТРДН-25 000/110.

2. Требуется выбрать тип и мощность трансформаторов на двухтрансформаторной подстанции 2 — 110/10 кВ.

Максимальная мощность находится по формуле (38):

Нагрузка между трансформаторами распределена равномерно, т. е. трансформаторы загружены одинаково.

Так как график нагрузки трансформаторной подстанции не известен, то для выбора номинальной мощности силовых трансформаторов подстанции воспользуемся условием (39):

Тогда ближайшее стандартное значение номинальной мощности трансформаторов составит 10МВА. При установке на рассматриваемой подстанции двух трансформаторов с номинальной мощностью 10МВА каждый из них будет загружен на:

;

Таким образом, для рассматриваемой подстанции в качестве силовых трансформаторов могут использоваться два трансформатора ТДН-10 000/110.

3. Требуется выбрать тип и мощность трансформаторов на двухтрансформаторной подстанции 3- 110/10 кВ.

Максимальная мощность находится по формуле (38):

Нагрузка между трансформаторами распределена равномерно, т. е. трансформаторы загружены одинаково.

Так как график нагрузки трансформаторной подстанции не известен, то для выбора номинальной мощности силовых трансформаторов подстанции воспользуемся условием (39).

Тогда ближайшее стандартное значение номинальной мощности трансформаторов составит 10МВА. При установке на рассматриваемой подстанции двух трансформаторов с номинальной мощностью 10МВА. Каждый из них будет загружен на:

;

Таким образом, для рассматриваемой подстанции в качестве силовых трансформаторов могут использоваться два трансформатора ТДН-10 000/110.

4. Требуется выбрать тип и мощность трансформаторов на двухтрансформаторной подстанции 4 -110/10 кВ.

Максимальная мощность находится по формуле (38):

Нагрузка между трансформаторами распределена равномерно, т. е. трансформаторы загружены одинаково.

Так как график нагрузки трансформаторной подстанции не известен, то для выбора номинальной мощности силовых трансформаторов подстанции воспользуемся условием (39).

Тогда ближайшее стандартное значение номинальной мощности трансформаторов составит 6,3 МВА. При установке на рассматриваемой подстанции двух трансформаторов с номинальной мощностью 6,3 МВА каждый из них будет загружен на:

;

Таким образом, для рассматриваемой подстанции в качестве силовых трансформаторов могут использоваться два трансформатора ТМН-6300/110.

5. Требуется выбрать тип и мощность трансформаторов на двухтрансформаторной подстанции 5- 110/10 кВ.

Максимальная мощность находится по формуле (38):

Нагрузка между трансформаторами распределена равномерно, т. е. трансформаторы загружены одинаково.

Так как график нагрузки трансформаторной подстанции не известен, то для выбора номинальной мощности силовых трансформаторов подстанции воспользуемся условием (39).

Тогда ближайшее стандартное значение номинальной мощности трансформаторов составит 16МВА. При установке на рассматриваемой подстанции двух трансформаторов с номинальной мощностью 16МВА. каждый из них будет загружен на:

;

Таким образом, для рассматриваемой подстанции в качестве силовых трансформаторов могут использоваться два трансформатора ТДН-16 000/110.

6. Требуется выбрать тип и мощность трансформаторов на двухтрансформаторной подстанции 6- 110/10 кВ.

Максимальная мощность находится по формуле (38):

Нагрузка между трансформаторами распределена равномерно, т. е. трансформаторы загружены одинаково.

Так как график нагрузки трансформаторной подстанции не известен, то для выбора номинальной мощности силовых трансформаторов подстанции воспользуемся условием (39).

Тогда ближайшее стандартное значение номинальной мощности трансформаторов составит 10МВА. При установке на рассматриваемой подстанции двух трансформаторов с номинальной мощностью 10МВА. каждый из них будет загружен на:

;

Таким образом, для рассматриваемой подстанции в качестве силовых трансформаторов могут использоваться два трансформатора ТДН-10 000/110.

Выбранные типы и справочные данные трансформаторов представлены в таблице 5.

Таблица 5 Типы и характеристики трансформаторов.

21

32

43

54

4.2 Схема электрических соединений сети

Схема электрической сети определяется применяемыми номинальными напряжениями, числом ступеней трансформации, надежностью электроснабжения потребителей электрической энергии, схемами электрических соединений подстанции.

Схема электрических соединений сетевого района представлена на рисунке 8.

Рисунок 8 — Схема электрических соединений сетевого района

5. Расчет параметров режимов работы сети

5.1 Расчет схемы замещения электрической сети

Схема замещения сети составляется по расчетной схеме сети. Расчетная схема приведена на рисунке 9.

Рисунок 9 — Расчетная схема сети

Схема замещения районной сети объединяет схемы замещения трансформаторов подстанций, линий электропередач, компенсирующих устройств, генераторов в соответствии с коммутационной схемой системы.

Все параметры схемы замещения вычисляются по погонным параметрам Ro, Xo, bo для воздушных линий и паспортным данным для трансформаторов. В целях упрощения расчетов вместо емкостей проводимостей линий электропередачи учитываются зарядные мощности Qс, а вместо проводимостей трансформаторов — потери холостого хода Sх = Рх + jQх.

Для n параллельно работающих линий длиной l параметры эквивалентной схемы замещения будут равны:

(40)

Параметры схемы замещения приведены в таблице 6 для воздушных линий и в таблице 7 для трансформаторов.

Таблица 6 Расчетные параметры линий

Линия

Марка провода

Длина, км

Число цепей

Ro, Ом/км

Xo, Ом/км

bo, 10−6 См/км

Rл, Ом

Xл, Ом

Qc, МВАР

А-7

АС-95

15

2

0,330

0,434

2,61

2,475

3,255

0,474

7−2

АС-70

10

2

0,460

0,444

2,55

2,3

2,22

0,308

7−1

АС-70

12

2

0,460

0,444

2,55

2,76

2,664

0,37

А-3

АС-150

27

1+1

0,210

0,420

2,70

2,835

5,67

0,88

3−5

АС-120

21

1

0,270

0,427

2,66

5,67

8,967

0,338

5−6

АС-70

16

1

0,460

0,444

2,55

7,36

7,104

0,247

3−4

АС-95

18

1

0,330

0,434

2,61

5,94

7,812

0,284

4−6

АС-70

16

1

0,460

0,444

2,55

7,36

7,104

0,247

Таблица 7 Расчетные параметры трансформаторов

№ п/ст

Тип трансформатора

n

Суммарное Rт, Ом

Суммарное Xт, Ом

Суммарные Рх, кВт

Суммарные Qх, кВАр

4

ТМН — 6300/110

2

7,35

110

23

100,8

2,3,6

ТДН 10 000/110

2

3,975

69,5

28

140

5

ТДН — 16 000/110

2

2,19

43,35

38

224

1

ТРДН — 25 000/110

2

1,27

27,95

54

350

Схема замещения районной сети представлена на рисунке 10.

Рисунок 10 — Схема замещения сети

5.2 Расчет режима максимальных нагрузок

Принимается, что напряжение во всех узловых точках равны номинальному напряжению сети. При таком условии находится распределение мощностей в сети с учетом потерь мощности и зарядных мощностей, генерируемых линиями.

Потери полной мощности в обмотках трансформаторов на j-ой подстанции, МВА,

Sобj = Pобj +jQобj,

где Pобj — потери активной мощности в обмотках трансформаторов на j-ой подстанции, МВт;

Qобj — потери реактивной мощности в обмотках трансформаторов на j-ой подстанции, Мвар.

Потери полной мощности в i-ой линии, МВА,

где — активная мощность конца i-ой линии, МВт;

— реактивная мощность конца i-ой линии, МВАр;

— активное сопротивление i-ой линии, Ом;

— реактивное сопротивление i-ой линии, Ом;

Напряжение во всех узлах кроме головного считается равным номинальному.

Первый этап заключается в нахождении потоков мощностей в линиях схемы.

Находим нагрузочные потери мощностей в обмотках трансформатора:

Расчёт кольцевого участка схемы:

В начале производится мысленный разрез кольцевого участка по узлу 3 (рисунок 10) и определяются расчетные мощности узлов (рисунок 11)

Рисунок 11 — Схема развернутого кольцевого участка

Потоки мощностей рассчитываем по правилу моментов:

Для проверки сложим все расчетные мощности, и полученное число сравним с суммой мощностей головных участков, МВ·А:

(41)

Как видно, расчеты выполнены с достаточной точностью. Для определения перетоков мощности по остальным участкам замкнутого контура используем первый закон Кирхгофа:

Рисунок 12 — Упрощенная схема кольца с расчетными мощностями подстанций

Таким образом, узел 6 является точкой потокораздела. Далее расчет ведется по методу последовательных приближений. Для этого, продвигаясь из конца сети к началу, определяют мощности в конце и начале каждого участка, т. е. учитывают потери мощности в элементах сети:

Рисунок 13 — Разрезанная по точке потокораздела схема кольца

Потери на участке 5−6:

Мощность начала линии 5−6:

Мощность в конце линии 3−5:

Потери на участке 3−5:

Мощность начала линии 3−5:

Потери на участке 4−6:

Мощность начала линии 4−6:

Мощность в конце линии 3−4:

Потери на участке 3−4:

Мощность начала линии 3−4:

Расчетная мощность узла 3:

Рассчитаем оставшиеся мощности.

Мощность в конце линии 14−3:

Потери на участке 14−3:

Мощность начала линии 14−3:

Мощность начала линии 1−8:

Мощность в конце линии 7−1:

Потери на участке 7−1:

Мощность начала линии 7−1:

Мощность начала линии 2−9:

Мощность в конце линии 7−2:

Потери на участке 7−2:

Мощность начала линии 7−2:

Мощность в конце линии 14−7:

Потери на участке 14−7:

Мощность начала линии 14−7:

Рассчитаем общую мощность, потребляемую от системной подстанции А:

5.3 Определение напряжений во всех точках сети с учетом потерь напряжения в линиях и в трансформаторах

Напряжение на шинах РУ подстанции «А» в режиме максимальных нагрузок принимается равным, кВ:

Для сети напряжением кВ поперечную составляющую падения напряжения допускается не учитывать, то есть потеря напряжения приравнивается продольной составляющей падения напряжения.

Напряжение в узле 7, кВ:

(42)

Аналогичным образом определяются напряжения в точках 1,2,3,4,5,6. Результаты приведены на рисунке 10.

Напряжение в узле 9, кВ:

(43)

Действительное напряжение в узле 9 определяется через коэффициент трансформации двухобмоточного трансформатора ТДН-10 000/110, кВ:

(44)

где , — номинальные напряжения обмоток НН и ВН трансформатора соответственно.

Аналогичным образом определяются напряжения в точках 8,10,11,12, 13. Результаты приведены на рисунке 10.

Произведем расчет параметров режима максимальных нагрузок по программе «ROOR».

Мощности в конце и начале каждого участка схемы замещения, а также потери мощности в линиях и трансформаторах, рассчитанные вручную и по программе «ROOR», приведены в таблице 8.

Таблица 8 Мощности в конце и начале каждой ветви и потери мощности в режиме максимальных нагрузок, рассчитанные вручную и по программе «ROOR»

Номер ветви

Номера узлов

Мощность начала ветви, МВ·А

Мощность конца ветви, МВ·А

Потери мощности, МВ·А

Начало

Конец

Активная

Реактивная

Активная

Реактивная

Активная

Реактивная

Вручную

«ROOR»

Вручную

«ROOR»

Вручную

«ROOR»

Вручную

«ROOR»

Вручную

«ROOR»

Вручную

«ROOR»

1

14

7

36,72

36,65

15,55

16,2

36,41

36,38

15,13

15,83

0,31

0,28

0,42

0,37

2

7

1

25,3

25,28

11,77

12,01

25,13

25,13

11,6

11,86

0,17

0,15

0,17

0,15

3

1

8

25,08

25,07

11,62

11,51

25

25

9,95

9,95

0,08

0,07

1,67

1,56

4

7

2

11,11

11,09

5,12

5,37

11,08

11,07

5,09

5,34

0,03

0,03

0,03

0,02

5

2

9

11,05

11,04

5,26

5,2

11

11

4,45

4,45

0,05

0,04

0,81

0,75

6

14

3

48,41

48,3

21,8

22,15

47,78

47,74

20,54

21,03

0,63

0,56

1,26

1,12

7

3

5

20,5

20,49

10,29

10,52

20,27

20,27

9,92

10,17

0,23

0,22

0,37

0,35

8

5

11

17,06

17,06

8,1

8,06

17

17

6,89

6,89

0,06

0,06

1,21

1,17

9

3

10

10,04

10,04

4,56

4,52

10

10

3,9

3,9

0,04

0,04

0,66

0,62

10

3

4

17,21

17,18

7,05

7,24

17,05

17,03

6,83

7,04

0,16

0,15

0,22

0,2

11

5

6

3,17

3,18

2,18

2,42

3,16

3,17

2,17

2,42

0,01

0,01

0,01

0,01

12

4

6

8,98

8,96

3,28

3,51

8,93

8,91

3,23

3,47

0,05

0,05

0,05

0,05

13

4

12

8,05

8,04

3,98

3,97

8

8

3,3

3,3

0,05

0,04

0,68

0,67

14

6

13

12,06

12,05

5,76

5,74

12

12

4,8

4,8

0,06

0,05

0,96

0,94

Суммарные потери мощности, МВ·А

1,93

1,75

8,52

7,97

Суммарная генерация ЛЭП, МВ·А

6,3

7,11

Напряжения в узлах схемы замещения сетевого района, рассчитанные вручную и по программе «ROOR», приведены в таблице 9.

Таблица 9 Напряжения в узлах схемы замещения сетевого района, рассчитанные вручную и по программе «ROOR»

Номер узла

Напряжение, кВ

Генерация, МВ·А

Потребление, МВ·А

Модуль

Активная

Реактивная

Активная

Реактивная

Вручную

«ROOR»

Вручную

«ROOR»

Вручную

«ROOR»

1

116,749

116,75

0

0

0

0

0,054

0,35

2

117,295

117,3

0

0

0

0

0,028

0,14

3

116,604

116,65

0

0

0

0

0,028

0,14

4

115,254

115,32

0

0

0

0

0,023

0,101

5

114,814

114,88

0

0

0

0

0,038

0,224

6

114,476

114,54

0

0

0

0

0,028

0,14

7

117,609

117,61

0

0

0

0

0

0

8

10,38

10,4

0

0

0

0

25

9,95

9

10,886

10,91

0

0

0

0

11

4,45

10

10,86

10,88

0

0

0

0

10

3,9

11

10,660

10,68

0

0

0

0

17

6,89

12

10,612

10,64

0

0

0

0

8

3,3

13

10,575

10,61

0

0

0

0

12

4,8

14

118,8

118,8

85,129

84,948

35,999

35,24

0

0

электрический сеть провод напряжение

6. 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

1

25

16,25

11,25

7,31

2

11

7,15

4,95

3,217

3

10

7,2

4,5

3,25

4

8

6

3,6

2,7

5

17

11,39

7,65

5,14

6

12

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-25 000/110. 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

1

2

3

4

5

6

Количество силовых трансформаторов на подстанции

2

2

2

2

2

2

, 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, установленных на одной секции

1ЧУКЛ 57−10,5−3150У3

1ЧУКЛ 57−10,5−1350У3

1ЧУКЛ 57−10,5−1350У3

1ЧУКЛ 57−10,5−1350У3

1ЧУКЛ 57−10,5−2250У3

1ЧУКЛ 57−10,5−1800У3

Количество секций

2

2

2

2

2

2

, 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

25

10

10

6,3

16

10

, кВт

27

14

14

11,5

19

14

, кВт

120

60

60

44

85

60

, квар

175

70

70

50,4

112

70

,%

10,5

10,5

10,5

10,5

10,5

10,5

, квар

2625

1050

1050

661,5

1680

1050

, МВ·А

12,997

5,44

5,44

3,71

8,419

5,44

Количество трансформаторов, оставленных в работе в режиме минимальных нагрузок

1

1

1

1

1

1

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.

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

1

14

7

16,362

1,199

16,313

1,134

0,050

0,065

2

7

1

11,329

1,76

11,302

1,734

0,027

0,026

3

1

8

11,275

1,559

11,250

1,010

0,025

0,549

4

7

2

4,984

0,856

4,979

0,852

0,004

0,004

5

2

9

4,965

0,782

4,950

0,517

0,015

0,265

6

14

3

21,444

0,685

21,346

0,490

0,098

0,195

7

3

5

9,260

1,04

9,223

0,982

0,037

0,058

8

5

11

7,670

1,036

7,650

0,640

0,020

0,396

9

3

10

4,513

0,770

4,500

0,550

0,013

0,220

10

3

4

7,559

-0,655

7,534

-0,070

0,026

0,034

11

5

6

1,534

0,368

1,533

0,367

0,001

0,001

12

4

6

3,908

0,195

3,899

0,187

0,009

0,008

13

4

12

3,615

0,220

3,600

0,000

0,015

0,220

14

6

13

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

1

114,828

0

0

0,027

0,175

2

115,022

0

0

0,014

0,070

3

114,992

0

0

0,014

0,070

4

114,626

0

0

0,012

0,050

5

114,485

0

0

0,019

0,112

6

114,380

0

0

0,014

0,070

7

115,131

0

0

0

0

8

10,404

0

0

11,250

1,010

9

10,894

0

0

4,950

0,517

10

10,893

0

0

4,500

0,550

11

10,862

0

0

7,650

0,640

12

10,900

0

0

3,600

0

13

10,866

0

0

5,400

0,170

14

115,500

37,806

0

0

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

7. Расчет послеаварийных режимов

Расчет послеаварийных режимов выполняется для максимальных нагрузок. В курсовом проекте рассчитываются лишь наиболее тяжелые режимы отключений линий, приводящие к наибольшим снижениям напряжения на понижающих подстанциях. Совпадение отключений двух и более линий в различных частях сети не рассматривается, как маловероятное.

В данном курсовом проекте наиболее тяжелыми режимами являются послеаварийные режимы сети при отключении линий А-3 и 3−5.

7.1. Расчет послеаварийного режима сети при отключении одной цепи линии А-3

Произведем расчет параметров послеаварийного режима сети при отключении одной цепи линии А-3 по программе «ROOR». Для этого скорректируем схему замещения, исключив из нее одну цепь линии А-3.

Мощности в конце и начале каждого участка схемы замещения, а также потери мощности в линиях и трансформаторах, рассчитанные по программе «ROOR», приведены в таблице 14. Напряжения в узлах схемы замещения сетевого района, рассчитанные по программе «ROOR», приведены в таблице 15.

Таблица 14 Мощности в конце и начале каждой ветви и потери мощности в сети при отключении одной цепи линии А-3, 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

1

14

7

36,704

16,563

36,400

16,164

0,304

0,399

2

7

1

25,299

12,158

25,131

11,996

0,168

0,162

3

1

8

25,077

11,646

25,000

9,950

0,077

1,696

4

7

2

11,102

5,434

11,075

5,408

0,027

0,026

5

2

9

11,047

5,268

11,000

4,450

0,047

0,818

6

14

3

49,126

23,598

47,830

21,918

1,297

2,593

7

3

5

20,529

10,851

20,278

10,454

0,251

0,397

8

5

11

17,068

8,231

17,000

6,890

0,068

1,341

9

3

10

10,040

4,605

10,000

3,900

0,040

0,705

10

3

4

17,232

7,538

17,059

7,311

0,173

0,227

11

5

6

3,173

2,47

3,163

2,461

0,010

0,009

12

4

6

8,985

3,621

8,927

3,565

0,058

0,056

13

4

12

8,051

4,064

8,000

3,300

0,051

0,764

14

6

13

12,062

5,886

12,000

4,800

0,062

1,086

Суммарные потери мощности, МВА

2,631

10,281

Суммарная генерация ЛЭП, МВА

5,517

Таблица 15 Напряжения в узлах схемы замещения сетевого района при отключении одной цепи линии А-3, рассчитанные по программе «ROOR»

Номер узла

Напряжение, кВ

Генерация, МВА

Потребление, МВА

Модуль

Активная

Реактивная

Активная

Реактивная

1

112,257

0

0

0,054

0,350

2

112,825

0

0

0,028

0,140

3

109,640

0

0

0,028

0,140

4

108,193

0

0

0,023

0,101

5

107,724

0

0

0,038

0,224

6

107,360

0

0

0,028

0,140

7

113,151

0

0

0

0

8

9,975

0

0

25,000

9,950

9

10,464

0

0

11,000

4,450

10

10,191

0

0

10,000

3,900

11

9,975

0

0

17,000

6,890

12

9,930

0

0

8,000

3,300

13

9,889

0

0

12,000

4,800

14

114,400

85,830

39,147

0

0

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 15.

Рисунок 15 — Расчетная схема сети при отключении одной цепи линии А-3

7.2 Расчет послеаварийного режима сети при отключении линии 3−5

Произведем расчет параметров послеаварийного режима сети при отключении линии 3−5 по программе «ROOR». Для этого скорректируем схему замещения, исключив из нее участок 3−5.

Мощности в конце и начале каждого участка схемы замещения, а также потери мощности в линиях и трансформаторах, рассчитанные по программе «ROOR», приведены в таблице 16. Напряжения в узлах схемы замещения сетевого района, рассчитанные по программе «ROOR», приведены в таблице 17.

Таблица 16 Мощности в конце и начале каждой ветви и потери мощности в сети при отключении линии 3−5, 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

1

14

7

36,704

16,563

36,400

16,164

0,304

0,399

2

7

1

25,299

12,158

25,131

11,996

0,168

0,162

3

1

8

25,077

11,646

25,000

9,950

0,077

1,696

4

7

2

11,102

5,434

11,075

5,408

0,027

0,026

5

2

9

11,047

5,268

11,000

4,450

0,047

0,818

6

14

3

49,879

25,484

49,210

24,145

0,670

1,339

8

5

11

17,073

8,345

17,000

6,890

0,074

1,455

9

3

10

10,039

4,575

10,000

3,900

0,039

0,675

10

3

4

39,143

19,430

38,233

18,803

0,910

1,197

11

5

6

-17,112

-8,122

-17,360

-8,361

0,248

0,239

12

4

6

30,159

14,644

29,452

14,429

0,707

0,682

13

4

12

8,051

4,059

8,000

3,300

0,051

0,759

14

6

13

12,064

5,928

12,000

4,800

0,065

1,128

Суммарные потери мощности, МВА

3,384

10,576

Суммарная генерация ЛЭП, МВА

5,790

Таблица 17 Напряжения в узлах схемы замещения сетевого района при отключении линии 3−5, рассчитанные по программе «ROOR»

Номер узла

Напряжение, кВ

Генерация, МВА

Потребление, МВА

Модуль

Активная

Реактивная

Активная

Реактивная

1

112,257

0

0

0,054

0,350

2

112,825

0

0

0,028

0,140

3

111,962

0

0

0,028

0,140

4

108,522

0

0

0,023

0,101

5

103,720

0

0

0,038

0,224

6

105,507

0

0

0,028

0,140

7

113,151

0

0

0

0

8

9,975

0

0

25,000

9,950

9

10,464

0

0

11,000

4,450

10

10,420

0

0

10,000

3,900

11

9,576

0

0

17,000

6,890

12

9,963

0

0

8,000

3,300

13

9,703

0

0

12,000

4,800

14

114,400

86,583

39,170

0

0

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 16.

Рисунок 16 — Расчетная схема сети при отключении линии 3−5

8. Регулирование напряжения в электрической сети

На шинах подстанций в реальных режимах электрических сетей напряжения, как правило, отличаются от номинального. Это различие напряжений в ГОСТ Р 54 149−2010 характеризуется отрицательным и положительным отклонениями напряжения в точке передачи электроэнергии [6]:

(51)

(52)

где , — значения напряжения, меньшие и большие соответственно, усредненные в интервале времени 10 мин;

— напряжение, равное стандартному номинальному или согласованному напряжению.

Для указанных показателей качества электрической энергии установлены следующие нормы: положительные и отрицательные отклонения напряжения в точке передачи электрической энергии не должны превышать 10% номинального или согласованного значения напряжения в течение 100% времени интервала в одну неделю.

В данном курсовом проекте электрические сети напряжением 6−10 кВ не рассматриваются, поэтому в режиме максимальных нагрузок рекомендуется обеспечить уровень напряжения на шинах НН подстанций в пределах 1,05−1,10.

Для обеспечения требуемого качества электрической энергии необходимо осуществить регулирование напряжения, то есть изменение уровней напряжения с помощью специальных технических средств, а именно:

1) трансформаторов и автотрансформаторов с регулированием напряжения под нагрузкой (РПН);

2) линейных регулировочных трансформаторов.

Основными средствами регулирования напряжения в электрических сетях являются трансформаторы и автотрансформаторы с РПН. В случае переменной нагрузки ПУЭ рекомендуют осуществлять встречное регулирование, суть которого заключается в том, что в период наибольших нагрузок на шинах 6−10 кВ ЦП должно обеспечиваться поддержание напряжения не ниже 105%. В режиме наименьших нагрузок напряжение уменьшают до величины, как можно более близкой к.

Трансформаторы с РПН имеют специальное переключающее устройство, позволяющее изменять число витков одной из обмоток трансформаторов без отключения нагрузки. При этом меняется коэффициент трансформации трансформаторов. Число ступеней регулировочных ответвлений и диапазон регулирования указываются в таблицах с паспортными данными трансформаторов. Целью расчетов регулирования напряжения является определение достаточности диапазона регулирования РПН для поддержания желаемого уровня напряжения.

Осуществим регулирование напряжение на шинах 10 кВ подстанций в режиме максимальных нагрузок.

На подстанции 1 установлено два двухобмоточных трансформатора типа ТРДН-25 000/110, имеющих устройства РПН с диапазоном регулирования ±9Ч1,78%, установленные на стороне высшего напряжения. В результате расчетов параметров режима максимальных нагрузок по программе «ROOR» действительное напряжение на шинах низкого напряжения при номинальном коэффициенте трансформации равно, кВ:

Номинальные напряжения обмоток, кВ:

Осуществим встречное регулирование напряжения таким образом, чтобы оно было в пределах 10,5−11 кВ. Примем желаемое значение напряжения, кВ:

Зная действительное напряжение на шинах низшего напряжения, определим напряжение на шинах низшего напряжения, приведенное к высшему напряжению, кВ:

(53)

Напряжение ответвления РПН можно определить из условия, кВ:

(54)

Ступень РПН, которой соответствует данное напряжение ответвления находится из условия:

(55)

откуда:

(56)

Округляя номер ступени до ближайшего целого значения можно определить напряжение на шинах низшего напряжения при найденном коэффициенте трансформации, кВ:

что соответствует желаемому.

Напряжения на шинах 10 кВ остальных подстанций находятся в допустимых пределах для режима максимальных нагрузок.

Результаты регулирования напряжения в режиме максимальных нагрузок приведены в таблице 18.

Таблица 18 Результаты регулирования напряжения в режиме максимальных нагрузок

Номер подстанции

1

2

3

4

5

6

Тип трансформатора

ТРДН-25 000/110

ТДН-10 000/110

ТДН-10 000/110

ТМН-6300/110

ТДН-16 000/110

ТДН-10 000/110

РПН на стороне

ВН

ВН

ВН

ВН

ВН

ВН

Пределы регулирования РПН, %

±9Ч1,78

±9Ч1,78

±9Ч1,78

±9Ч1,78

±9Ч1,78

±9Ч1,78

Действительное напряжение на шинах НН, кВ

10,4

10,91

10,88

10,64

10,68

10,61

Номер ступени РПН

-2

0

0

0

0

0

Напряжение после регулирования на шинах НН, кВ

10,78

10,91

10,88

10,64

10,68

10,61

Осуществим регулирование напряжение на шинах 10кВ подстанций в режиме минимальных нагрузок.

На подстанции 2 установлено два трехфазных двухобмоточных трансформатора типа ТДН-10 000/110, имеющих устройства РПН с диапазоном регулирования ±9Ч1,78%, установленные на стороне высшего напряжения. В результате расчетов параметров режима максимальных нагрузок по программе «ROOR» действительное напряжение на шинах низкого напряжения при номинальном коэффициенте трансформации равно, кВ:

Номинальные напряжения обмоток, кВ:

Осуществим встречное регулирование напряжения таким образом, чтобы на шинах низшего напряжения оно было не выше, то есть 10 кВ. Примем желаемое значение напряжения, кВ:

Зная действительное напряжение на шинах низшего напряжения, определим напряжение на шинах низшего напряжения, приведенное к высшему напряжению, кВ:

(53)

Напряжение ответвления РПН можно определить из условия, кВ:

(54)

Ступень РПН, которой соответствует данное напряжение ответвления, находится из условия:

(55)

откуда:

(56)

При напряжение на шинах низшего напряжения при найденном коэффициенте трансформации будет следующим, кВ:

что соответствует желаемому.

Регулирование напряжения на шинах 10 кВ остальных подстанций произведем при помощи программы «ROOR».

Результаты регулирования напряжения в режиме минимальных нагрузок приведены в таблице 19.

Таблица 19 Результаты регулирования напряжения в режиме минимальных нагрузок

Номер подстанции

1

2

3

4

5

6

Тип трансформатора

ТРДН-25 000/110

ТДН-10 000/110

ТДН-10 000/110

ТМН-6300/110

ТДН-16 000/110

ТДН-10 000/110

РПН на стороне

ВН

ВН

ВН

ВН

ВН

ВН

Пределы регулирования РПН, %

±9Ч1,78

±9Ч1,78

±9Ч1,78

±9Ч1,78

±9Ч1,78

±9Ч1,78

Действительное напряжение на шинах НН, кВ

10,404

10,894

10,893

10,900

10,862

10,866

Номер ступени РПН

2

5

5

5

5

5

Напряжение после регулирования на шинах НН, кВ

10,047

10,003

10,002

10,009

9,974

9,978

Осуществим регулирование напряжение на шинах 10 кВ подстанций в послеаварийных режимах.

Регулирование напряжения на шинах 10 кВ подстанций в послеаварийных режимах произведем при помощи программы «ROOR». Результаты регулирования напряжений при отключении одной цепи линии А-3 приведены в таблице 20, а при отключении линии 3−5 — в таблице 21.

Таблица 20 Результаты регулирования напряжения при отключении одной цепи линии А-3

Номер подстанции

1

2

3

4

5

6

Тип трансформатора

ТРДН-25 000/110

ТДН-10 000/110

ТДН-10 000/110

ТМН-6300/110

ТДН-16 000/110

ТДН-10 000/110

РПН на стороне

ВН

ВН

ВН

ВН

ВН

ВН

Пределы регулирования РПН, %

±9Ч1,78

±9Ч1,78

±9Ч1,78

±9Ч1,78

±9Ч1,78

±9Ч1,78

Действительное напряжение на шинах НН, кВ

9,975

10,464

10,191

9,930

9,975

9,889

Номер ступени РПН

-4

-1

-3

-4

-4

-4

Напряжение после регулирования на шинах НН, кВ

10,739

10,653

10,765

10,691

10,739

10,647

Таблица 21 Результаты регулирования напряжения при отключении линии 3−5

Номер подстанции

1

2

3

4

5

6

Тип трансформатора

ТРДН-25 000/110

ТДН-10 000/110

ТДН-10 000/110

ТМН-6300/110

ТДН-16 000/110

ТДН-10 000/110

РПН на стороне

ВН

ВН

ВН

ВН

ВН

ВН

Пределы регулирования РПН, %

±9Ч1,78

±9Ч1,78

±9Ч1,78

±9Ч1,78

±9Ч1,78

±9Ч1,78

Действительное напряжение на шинах НН, кВ

9,975

10,464

10,420

9,963

9,576

9,703

Номер ступени РПН

-4

-1

-1

-3

-6

-5

Напряжение после регулирования на шинах НН, кВ

10,739

10,653

10,609

10,525

10,721

10,651

Таким образом, диапазона РПН достаточно для осуществления встречного регулирования напряжения на шинах каждой подстанции рассматриваемой сети во всех режимах ее работы.

9. Анализ результатов расчета режимов спроектированной сети

Для рассмотренной сети, которая характеризуется временем использования наибольшей нагрузки ТНБ=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

25

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

11

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

17

6,89

0,06

1,17

3−10

10,04

4,52

10

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

8

3,3

0,04

0,67

6−13

12,05

5,74

12

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 подстанции

Количество трансформаторов

Потери в стали одного трансформатора

Суммарные потери в стали трансформаторов подстанции

Активная (МВт)

Реактивная (Мвар)

Активная (МВт)

Реактивная (Мвар)

1

2

0,027

0,175

0,054

0,350

2

2

0,014

0,07

0,028

0,140

3

2

0,014

0,07

0,028

0,140

4

2

0,0115

0,0504

0,023

0,1008

5

2

0,019

0,112

0,038

0,224

6

2

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

иния

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

1

2ЧТРДН-25 000/110

26,907

0,54

2

2ЧТДН-10 000/110

11,866

0,59

3

2ЧТДН-10 000/110

10,734

0,54

4

2ЧТМН-6300/110

8,654

0,69

5

2ЧТДН-16 000/110

18,343

0,57

6

2ЧТДН-10 000/110

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, %:

10. Основные технико-экономические показатели электрической сети

В данном заключительном разделе проекта определяются основные показатели, характеризующие полные расходы денежных средств, необходимые для сооружения и эксплуатации сети, а также удельные экономические показатели, характеризующие обоснованность решений, принятых в процессе проектирования сети:

ПоказатьСвернуть
Заполнить форму текущей работой