Дипломная (вкр): Энергетическая сеть района, страницы 11-15

1.4 Уточненные расчеты режимов

Целью раздела является анализ установившихся режимов работы спроектированной сети при наибольших и наименьших нагрузках, а также при наиболее тяжелых аварийных отключениях. Расчеты выполняются с уточненными параметрами схемы замещения сети и учетом потерь мощности в трансформаторах.

1.4.1 Схема замещения для уточненных расчетов

Использована схема замещения с параметрами, рассчитанными по удельными значениями сопротивлений и зарядной мощности [4]. Параметры схемы замещения определены по формулам

хл = х0 l /n;

rл = r0 l /n; (1.12)

Qc = q0 l n,

где rл, хл - активное и реактивное сопротивления; Qc - зарядная мощность линий;

r0, x0,q0 - соответствующие удельные параметры (на 1 км длины); l - длина линий, км; n - количество параллельных линий.

Расчет параметров схемы замещения выполнен в таблице1.8.

Для уменьшения количества узлов в схеме замещения нагрузки подстанций приводят к высокой стороне трансформаторов. С этой целью в нагрузке каждой подстанции(S pacr i) учитывают , наряду с нагрузкой на низкой стороне (S ni), потери в трансформаторах (∆S тi) и генерацию реактивной мощности подходящими линиями (). Для i-й подстанции

pacr i = Sni + ∆Sтi - j (1.13)

Потери в трансформаторах состоят из потерь в стали (∆Sст = ∆Рст + j∆Qст) и потерь в меди (∆Sм = ∆Рм + j∆Qм).

∆Sт = ∆Sст + ∆Sм (1.14)

Таблица 1.8 - Параметры схемы замещения линий

№ п/п	Параметры линии	Единицы измерения	Обозначение		Линии
					1-7		1-2	2-3		3-4		4-5		5-6	6-1		7-8
	Протяженность линии	км	l		28		19	11,5		13		42		12,2	55		22
	Количество цепей, марка и сечение провода	мм2	n´F		2´150		240	240		240		240		240	240		2х120
	Удельное активное сопротивление	Ом/км	r0		0,2		0,12	0,12		0,12		0,12		0,12	0,12		0,249
	Удельное реактивное сопротивление	Ом/км	x0		0,420		0,405	0,405		0,405		0,405		0,405	0,405		0,427
	Удельная зарядная мощность	Мвар/км	0,036		0,0375	0,0375		0,0375		0,0375		0,0375	0,0375		0,0355
	Активное сопротивление линий	Ом	rл		2,8		2,28	1,3		1,5		5,4		1,46	6,6		2,74
	Реактивное сопротивление линий	Ом	хл		5,88		7,6	4,6		5,3		17,01		4,9	22,3		4,7
8.	Зарядная мощность	Мвар	Qc	1,008		0,71		0,43	0,97		1,57		0,76		2,06	0,39

Расчет потерь произведен с использованием паспортных и расчетных данных трансформаторов.

∆Pст = n · ∆Px;

∆Qст = n · ∆Qx (1.15)

где ∆Px, ∆Qx - потери холостого хода одного трансформатора; n - количество трансформаторов на ПС.

Расчет потерь в меди выполнен по формулам [5]:

∆Pм =

∆Qн = (1.16)

где ∆Рк - активные потери короткого замыкания; Uк - напряжение короткого замыкания; Sт ном - номинальная мощность трансформаторов.

Расчет нагрузок приведен в таблице 1.9.

1.4.2 Режим наибольших нагрузок

Информация для ЭВМ о конфигурации сети дана в таблице 1.10, нагрузки в узлах - в таблице1.11 при нормальной схеме работы (П2.1) не выходят за пределы допустимых значений: напряжения в узлах находятся в пределах от номинального до средне номинального значения, перегруженных линий нет.

В качестве наиболее тяжелых послеаварийных рассмотрим пять режимов: Отключение одной ВЛ 1-7 и отключение головных участков .

Наиболее тяжелым по загрузке линий оказался режим отключения одной ВЛ 1-2 (П2.1.1.). Переток активной мощности по оставшейся в работе ВЛ 1-9 составляет Р9-1А = 55,57 МВт при допустимой мощности по нагреву для проводов АС-240 Рдоп = 108,.8 МВт при температуре воздуха +250С. С учетом температуры воздуха на момент зимнего максимума (+50С) допустимую мощность можно увеличить на 20% (Рдоп+5 = 130,6 МВт). Этого достаточно для данного режима.

Таблица 1.9 - Расчетные нагрузки подстанций

№ п/п	Расчетная величена	Единица измерения	Обозначение	Подстанции
				ПС2	ПС3		ПС4	ПС5		ПС6	ПС7	ПС8
	Количество и номинальная мощность трансформаторов	МВА	n´Sтном	2´10	2´16		2´25	2´6,3		2´10	2´40	2´16
	Номинальное напряжение на стороне ВН трансформатора	кВ	U1 ном	115	115		115	115		115	115	115
	Потери активной мощности холостого хода	МВт	DРХ	0,014	0,019		0,027	0,011		0,014	0,036	0,019
	Потери активной мощности короткого замыкания	МВт	DРк	0,06	0,085		0,12	0,044		0,06	0,172	0,085
	Потери реактивной мощности холостого хода	Мвар	DQХ	0,07	0,112		0,17	0,05		0,07	0,260	0,112
	Напряжение короткого замыкания	%	Uк	10,5	10,5		10,5	10,5		10,5	10,5	10,5
	Активное сопротивление обмоток трансформатора	Ом	rт	7,95	4,38		2,54	14,7		7,95	1,4	4,38
	Реактивное сопротивление обмоток трансформатора	Ом	хт	139	86,7		55,9	220		139	34,7	86,7
	Наибольшая активная нагрузка на стороне НН	МВт	Рni	11,3	18		23,8	7,8		12,1	42	20,1
	Наибольшая реактивная нагрузка на стороне НН	Мвар	Qni	5,4	8,9		9	3,4		6	23	9,5
	Наибольшая полная нагрузка на стороне НН	МВА	Sni	12,52	20,08		25,44	8,5		13,5	47,9	22,23
12.	Потери активной мощности в магнитопроводах "n" трансформаторов	МВт	DРст	0,028	0,038	0,054		0,022	0,028		0,072	0,038
13.	Потери активной мощности в обмотках "n" трансформаторов	МВт	DРм	0,03	0,07	0,062		0,04	0,05		0,12	0,083
14	Суммарные потери активной мощности в "n" трансформаторов	МВт	DРт	0,058	0,1	0,116		0,062	0,078		0,192	0,121
15.	Расчетная активная нагрузка подстанции	МВт	Ррасч i	11,3	18	23,8		7,8	12,1		42	20,1
16.	Потери реактивной мощности в магнитопроводах "n" трансформаторов	Мвар	DQст	0,14	0,224	0,34		0,1	0,14		0,52	0,224
17.	Потери реактивной мощности в обмотках "n" трансформаторов	Мвар	DQм	0,082	0,083	0,054		0,095	0,095		0,075	0,101
18.	Суммарные потери реактивной мощности в "n" трансформаторов	Мвар	DQт	0,22	0,3	0,39		0,195	0,23		0,59	0,35
19.	Реактивная мощность, генерируемая линиями, отнесенная к шинам ВН	Мвар	S Qc/2	0,35	0,21	0,48		0,78	0,38		0,1	1,89
20.	Расчетная реактивная нагрузка подстанции	Мвар	Qрасч i	5,27	8,99	8,91		2,81	5,85		23,49	7,96

Таблица 1.10 - Конфигурация сети

Номер ветви	Начало ветви	Конец ветви	R, Ом	X, Ом
1	1	2	2,28	7,6
2	1	7	2,8	5,88
3	1	7	2,8	5,88
4	2	3	1,3	4,6
5	3	4	1,5	5,3
6	5	4	5,04	17
7	6	5	1,46	4,9
8	1	6	6,6	22,3
9	7	8	2,2	4,62
10	7	8	2,2	4,62

Таблица 1.11 - Нагрузки в узлах

Номер узла	2	3	4	5	6	7	8
Р, МВт	11,3	18	23,8	7,8	12,1	42	20,1	5,4	8,9	9	3,4	6	23	9,5

Самое низкое напряжение зафиксировано на ПС 2 при отключении ВЛ 1-2, ВЛ 1-7 (П2.1.1). U2A = 92,29кВ, что соответствует отключению напряжения V2A =-16,1%. Данная величина входит за пределы регулирования устройства РПН, но с учетом возможности дополнительного снижения напряжения в послеаварийном режиме на 5%, удовлетворяет требованиям регулирования.

1.4.3 Режим наименьших нагрузок

При минимальных нагрузках мощности одного трансформатора достаточно для обеспечения потребителей. Отключение одного трансформатора приводит к двукратному снижению потерь мощности в стали и двукратному увеличению потерь в обмотках. В зависимости от величины нагрузки отключение одного трансформатора может приводить как к снижению, так и к увеличению суммарных потерь мощности в трансформаторах. Экономия на потерях мощности имеет место в том случае, если нагрузка снизилась и стала меньше критической Sкр [5].

В таблице 1.13 приведены расчеты целесообразности отключения одного трансформатора.

При определении целесообразности отключения трансформаторов учтено, что на блочных подстанциях эта операция плохо согласуется со схемой сети.

Расчет нагрузки подстанций, приведены к стороне ВН, выполнены с учетом отключения одного трансформатора. Расчетные нагрузки для ввода в ЭВМ показаны в таблице 1.14. Определение расчетных нагрузок с учетом отклонения трансформаторов в режиме летнего минимума приведено в таблице 1.15.

В режиме наименьших нагрузок наибольшее напряжение наблюдается на ПС6, U6нм = 113,95 кВ. Согласно (1.6) отключение напряжения на шинах 110 кВ

Отключение напряжения находится в пределах диапазона регулирования РПН. Перетоков реактивной мощности из сети промрайона в энергосистему нет.

Таблица 1.13 - Целесообразное количество включенных трансформаторов

№ п/п	Расчетная величина	Единица измерения	Обозначение	Подстанции
				ПС 2	ПС 3	ПС 4	ПС 5	ПС 6	ПС 7	ПС 8
1	Наименьшая нагрузка	МВА	Sniнм	5	8,03	10,2	3,4	5,4	19,2	8,9
2	Число и установленная мощность трансформаторов	МВА	n´ Sтном	2×10	2×16	2×25	2×6,3	2×10	2×40	2×16
3	Критическая мощность нагрузки	МВА	Sкр	6,83	10,7	16,7	4,45	6,8	25,9	10,7
4	Целесообразное число включенных трансформаторов	шт.	n	1	1	1	1	1	1	1

Таблица 1.14 - Нагрузки в узлах в режиме летнего минимума

Номер узла	2	3	4	5	6	7	8
Р, МВт	4,52	7,2	9,52	3,12	4,96	16,8	8,04
Q, Мвар	2,16	3,56	3,6	1,36	2,4	9,2	3,8

Таблица 1.15 - Минимальные расчетные нагрузки

№ п/п	Расчетная величина	Единица измерения	Обозначение	Подстанции
				ПС2	ПС3	ПС4	ПС5	ПС6	ПС7	ПС8
	Количество и номинальная мощность трансформаторов	МВА	n´Sтном	10	16	25	6,3	10	40	16
	Наименьшая активная нагрузка	МВт	Рniнм	4,52	7,2	9,52	3,12	4,96	16,8	8,04
	Наименьшая реактивная нагрузка	Мвар	Qniнм	2,16	3,56	3,6	1,36	2,4	9,2	3,8
	Потери активной мощности в магнитопроводах	МВт	DРст	0,014	0,019	0,027	0,011	0,014	0,036	0,019
	Потери активной мощности в обмотках	МВт	DРм	0,0075	0,01	0,009	0,006	0,0087	0,02	0,013
	Суммарные потери активной мощности в трансформаторах	МВт	DРт	0,0215	0,029	0,036	0,017	0,0227	0,056	0,032
	Расчетная нагрузка подстанций	МВт	Ррасчнм	4,54	7,23	9,56	3,14	4,98	16,9	8,07
	Потери реактивной мощности в магнитопроводах	Мвар	DQст	0,07	0,112	0,17	0,05	0,07	0,26	0,112
	Потери реактивной мощности в обмотках	Мвар	DQм	0,13	0,21	0,22	0,096	0,15	0,48	0,26
	Суммарные потери реактивной мощности в трансформаторах	Мвар	DQт	0,2	0,322	0,39	0,146	0,22	0,74	0,37
	Реактивная мощность, генерируемая линиями	Мвар	SDQс/2	0,35	0,21	0,48	0,78	0,38	0,1	1,89
	Расчетная реактивная нагрузка	Мвар	Qнмрасч	2,01	3,67	3,51	0,73	2,24	9,84	2,28

Дипломная (вкр): Энергетическая сеть района

Смотрите также: