Расчеты режимов электрических сетей

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.

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

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 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 I_maxj на участках сети в режиме максимальных нагрузок:

(25)

где P_j и Q_j — 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.

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.

Проверка по потере напряжения проводится для того, чтобы напряжение у самого удаленного приемника электрической энергии соответствовало требованиям ГОСТ Р 5414−2010. 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.

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 R_o, X_o, b_o для воздушных линий и паспортным данным для трансформаторов. В целях упрощения расчетов вместо емкостей проводимостей линий электропередачи учитываются зарядные мощности Q_с, а вместо проводимостей трансформаторов — потери холостого хода S_х = Р_х + jQ_х .

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

Таблица 7 Расчетные параметры трансформаторов

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,

S_обj = P_обj +jQ_обj,

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

Q_обj — 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»

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»

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

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.

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»

Таблица 13 Напряжения в узлах схемы замещения сетевого района, рассчитанные по программе «ROOR»

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»

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

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»

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

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

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

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

Таблица 21 Результаты регулирования напряжения при отключении линии 3−5

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 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

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

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

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

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: