Энерг. системы и сети Плешкова

	.		8	2	+ 5		2
	S59н	= 8 + j5 +						×(7,95 + j139) = 8,06 + j6,022 .
			1102
	Мощность в конце линии 8-5:
	.
	S85к	= 8,06 + j6,022 + 0,014 + j0,07 − j0,15 = 8,074 + j5,942.
	Мощность начала линии 8-5:
	.								8,074			2	+		5,942	2
	S85н	= 8,074 + j5,942 +															×(4,6 + j4,44) = 8,112 + j5,979.
											1102
	Расчетная мощность узла 8:
.	= 28,892 + j21,328 +19,1+ j14,355 + 8,112 + j5,979 − j0,5 − j0,25 − j0,15 =
S р8
	= 56,104 + j40,762.
	Мощность,		втекающая										в		обмотку среднего					напряжения
автотрансформатора подстанции 1:
	.										56,104			2	+ 40,762			2
	S68н = 56,104 + j40,762 +																		×0,24 = 56,128 + j40,762 .
														2202
	Мощность, втекающая в обмотку низшего напряжения:
		.				40			2		+ 35	2
		S67н = 40 + j35 +											×(1,6 + j65,5) = 40,093 + j38,823.
							2202

Мощность, вытекающая из обмотки высшего напряжения:

.

S16к = 56,128+ j40,762 + 40,093 + j38,823 = 96,221+ j79,585.

Мощность, поступающая в обмотку высшего напряжения:

.	2		+ 79,585	2
S н	= 96,221+ j79,585 +	96,221			×(0,275 + j29,6) = 96,309 + j89,121.
16	2202

Расчетная мощность узла 1:

.

S р1 = 96,309+ j89,121+ 0,61+ j1,25 − j12,58 − j10,07 = 96,919 + j67,721.

Далее расчет производится из предположения, что электростанцией “В” вырабатывается и выдается в сеть вся располагаемая реактивная мощность, т.е. 40 Мвар. Тогда мощность в начале участка В-1 и в его конце определится следующим образом:

.
SВн		1 = 70 + j40 + j12,58 = 70 + j52,58;
.			70	2	+ 52,58	2
SВк	1 = 70 + j52,58 -						×(6,5 + j21,75) = 68,971+ j49,136.
					2202

Затем определяются мощности в конце и в начале линии А-1 и мощность, выдаваемая с шин подстанции “А”:

.
SАк	1	= 96,919 + j67,721- (68,971+ j49,136) = 27,948+ j18,585;
.		.
SАн	1	= 28,069 + j18,99; S А = 28,069	+ j8,92.

На втором этапе расчета определяются напряжения во всех точках

сети.

Напряжение в точке “А”: U A = 221 кВ .

DU A1 = 28,069 ×5,2 +18,99 ×17,4 = 2,156 кВ; 221

dU A1 28,069 ×17,4 -18,99×5,2 =1,763 кВ; 221

U1 = (221-2,156)2 +1,7632 = 218,851 кВ;

DU1B = 68,971×6,5 + 49,136×21,75 = 6,932 кВ; 218,851

dU1B = 68,971×21,75 - 49,136×6,5 = 5,395 кВ; 218,851

UB = (218,851+ 6,932)2 + 5,3952 = 225,847 кВ.

Аналогичным образом определяются напряжения в точках 6, 7 и 8. Действительное напряжение в токе 8:

U8д = 207,014 × 121230 =108,907 кВ.

Напряжение в узле 4:

U4 =108,907 -19,1×5,1+14,355×12,39 =106,379 кВ. 108,907

Напряжение в узле 10:

U10 =106,379 -16,117×3,98 +12,045×69,5 = 97,907кВ. 106,379

Действительное напряжение в узле 10:

U10д = 97,907 ×11511 = 9,365 кВ.

Аналогично определены напряжения во всех других узлах сети. Результаты приведены на рис. 3.5.

3.4. Расчет режима максимальных нагрузок по программе ROOR

При расчете параметров режима работы сети по программе ROOR все сопротивления необходимо привести к одному Uном . Приведение

осуществляется по номинальным коэффициентам трансформации

автотрансформаторов или трансформаторов, связывающих сети нескольких номинальных напряжений. Если, например, все сопротивления схемы замещения приводятся к напряжению 110 кВ, а nТ ном =121/ 230 , то

приведенные значения сопротивлений r ' и х' будут соответственно равны

	æ		121				ö		2
r '= r ×ç							÷		;
			230
	è						ø			(3.10)
	æ		121 ö2
x'= x ×ç								÷ .
	è		230 ø
Сопротивления, приведенные к 110 кВ для линии А-1 (рис. 3.5),
определяются следующим образом:					ö2
æ	121						= 1,44;
r '= 5,2 ×ç	230				÷
è					ø
	æ 121 ö2
x '= 17,4 ×ç						÷			= 4,82.
	è 230 ø

Так как вместо проводимостей в схеме замещения учитываются зарядные мощности и потери мощности в стали трансформаторов, то приводить их к напряжению 220 кВ не требуется.

Исходные данные при расчете по программе ROOR задаются в виде двух таблиц: таблицы исходных данных по ветвям и таблицы исходных данных по узлам. Поэтому необходимо пронумеровать все ветви схемы замещения в произвольном порядке от 1 до N, при нумерации узлов последний номер N присваивается балансирующему (базисному) узлу. Пример исходных данных по ветвям приведен в табл. 3.1.

		Информация о ветвях		Таблица 3.1
№ ветви	№ начала	№ конца	Активное	Реактивное
	ветви	ветви	сопротивление ветви	сопротивление
				ветви
1	2	12	7,35	110
M	M	M	M	M
14	14	1	1,44	4,82

В таблицу исходных данных по узлам заносятся лишь мощности, протекающие по поперечным ветвям. Поперечные ветви связывают любой узел схемы замещения с нулевым узлом. Эти ветви в явном виде в схеме замещения отсутствуют, вместо них указываются активные и реактивные мощности нагрузок, потери холостого хода трансформаторов, зарядные мощности линий. Пример исходных данных по узлам приведен в табл.3.2.

		Таблица 3.2
	Информация об узлах схемы
№ узла	Активная мощность в узле	Реактивная мощность в узле
1	0,61	-21,4
M	M	M
12	9,0	6,0
13	-70	-52,58

Расчет режима максимальных нагрузок на ПЭВМ производится с целью проверки расчета данного режима вручную, а при наличии в схеме электростанции “В”, для уточнения реактивной мощности, вырабатываемой станцией. На станции “В” задается постоянная активная мощность Рг, что

соответствует реальным условиям работы генераторов в электрической системе. Задание постоянной реактивной мощности генераторов не соответствует реальному управлению режимом, поэтому необходимо, задавшись несколько (5-6) раз разными значениями реактивной мощности QВ, провести расчет потокораспределения и напряжений в узлах по

программе	RSET. По результатам расчетов строятся	зависимости
UB = f (QB )	и Рå = f (QВ ), по которым определяется	режим работы

станции, соответствующий наименьшим потерям активной мощности в сети.

При этом напряжение в точке подключения генераторов не должно выходить за пределы 0,95Uном г ÷1,05Uном г . Реактивную мощность QВ рекомендуется

изменять таким образом, чтобыcos ϕг менялся от единицы до номинального

значения. Увеличение реактивной мощности генераторов сверх номинальной возможно при уменьшении вырабатываемой активной мощности, что связано

с ограничением токов статора и ротора генератора условиями допустимого нагрева обмоток.

3.5. Расчет режима минимальных нагрузок

Расчет режима минимальных нагрузок начинается с определения мощности нагрузок в данном режиме. При этом рассчитывается по формулам (2.6), (2.9) мощность и количество компенсирующих устройств, которые нужно оставить в работе, остальные конденсаторные установки отключаются. Количество генераторов станции “В”, находящихся в работе, и выдаваемая ими мощность указываются в задании. 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 Sэ , при которой целесообразно отключать один из трансформаторов на подстанции, может быть определена по формуле

			,
Sэ = Sном × 2 ×		DРх + k ×DQx		(3.11)
		DPк + k ×DQк

где Px , Qx - активные и реактивные потери мощности холостого хода трансформаторов;

Pк , Qк - активные и реактивные потери мощности короткого замыкания;

k - экономический эквивалент реактивной мощности, при расчете Sэ

может быть принят равным 0,06 кВт/кВар [10].

Потери реактивной мощности трансформатора в опыте короткого замыкания могут быть определены по формуле

	Qk = Uk %	Sном	.	(3.12)
		100

Формула (3.11) справедлива при установке на подстанции двух однотипных двухобмоточных трансформаторов.

Мощность Sэ сравнивается с мощностью нагрузки подстанции в данном режиме и, если Sн мин < Sэ , то с целью уменьшения потерь мощности

можно отключить один из параллельно работающих трансформаторов. При Sн мин > Sэ в работе остаются оба трансформатора.

Решение об отключении части трансформаторов зависит также от схемы подстанции, а именно наличия коммутационной аппаратуры для производства таких переключений. Отключение трансформатора нецелесообразно, если это приведет к уменьшению надежности

электроснабжения или увеличению потерь активной мощности в линиях электропередачи. 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.

3.6. Расчет послеаварийных режимов

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

При расчетах потораспределения и потерь напряжения в аварийных режимах сети необходимо определить состав элементов, отключенных

действиями релейной защиты или эксплуатационного персонала с учетом схем подстанций. В соответствии с изменениями в схеме электрических соединений производится коррекция расчетной схемы замещения.

Результатами электрического расчета спроектированной сети являются мощности в ветвях схемы замещения, потери мощности в линиях и трансформаторах, напряжения в узлах во всех режимах работы сети.

4. АНАЛИЗ РЕЗУЛЬТАТОВ РАСЧЕТА РЕЖИМОВ СПРОЕКТИРОВАННОЙ СЕТИ

Важным моментом курсового проектирования является анализ результатов расчета параметров режимов электрической сети. Перед его

проведением необходимо нанести на схему замещения значения напряжений в узлах и мощностей в начале и в конце каждой ветви для всех рассмотренных режимов, как это сделано на рис. 3.5. Анализ параметров режимов электрической сети выполняется в следующем порядке.

1.Если часть расчетов проводилась по программе RSET, то нужно сопоставить результаты расчета режима максимальных нагрузок, выполненных вручную и на компьютере. Имеющиеся расхождения в

параметрах данного режима следует объяснить на примере тех ветвей и узлов, где они получились наибольшими.

2.Выявить узлы с наименьшим напряжением во всех рассчитанных режимах электрической сети.

3.Найти ветви, в которых наблюдаются наибольшие потери активной мощности, определить величину этих потерь в процентах от

суммарной величины потерь активной мощности в сети и объяснить полученные результаты.

4.Пояснить, чем вызвано изменение потерь активной и реактивной мощностей в различных режимах электрической сети.

5.Сравнить суммарные потери реактивной мощности в сети и зарядные мощности ЛЭП напряжением 110 и 220 кВ.

6.Пояснить ход кривой Р = f (QВ ) , для этого выяснить, в каких

ветвях электрической сети P уменьшаются, а в каких – увеличиваются при изменении реактивной мощности, выдаваемой станцией “B”, и почему это происходит.

7. Определить коэффициенты загрузки трансформаторов сетевого района для зимнего, летнего периодов работы, а также эквивалентную загрузку за год, считая, что в году 200 зимних и 165 летних суток.

Кэ зима =

Sэ зима

;

Кэ лето =

Sэ лето

;

Кэ год

=

Sэ год

;

Sном Т

Sном Т

Sном Т

n

n

åSi2зима ×Dti

åSi2лето × Dti

Sэ зима =

i=1

;

Sэ лето =

i=1

;

24

24

Sэ год	=	200× Sэ2	зима +165× Sэ2	лето
			365

5. РЕГУЛИРОВАНИЕ НАПРЯЖЕНИЯ В ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ

На шинах подстанций в реальных режимах электрических сетей напряжения, как правило, отличаются от номинального. Это различие напряжений в ГОСТ 13109-97 характеризуется показателем установившегося отклонения напряжения δU у , которое определяется как разность между

значением напряжения U у , усредненного на интервале времени равном одной минуте, и номинальным напряжением

δU у = U уU−Uном ×100 .

ном

На выводах приемников электрической энергии ГОСТом установлены нормально и предельно допустимые значения δU у , которые соответственно

равны ± 5 % и ±10 % . Установившиеся отклонения напряжения будут соответствовать нормам качества электрической энергии, если все измеренные в течение 24 часов значения δU у на входных зажимах

электроприемников принадлежат интервалу, ограниченному предельно допустимыми значениями, а 95 % из них находятся в интервале ± 5 %. На

шинах 6-10 кВ центров питания (ЦП) допустимые значения δU у могут быть

рассчитаны, для этого необходимо иметь информацию о потерях напряжения в сети, находящейся между ЦП и ближайшими и удаленными электроприемниками в режимах максимальных и минимальных нагрузок. В данном курсовом проекте электрические сети напряжением 6-10 кВ не рассматриваются, поэтому в задании указаны нормально и предельно

допустимые значения установившихся отклонений напряжения на шинах НН подстанций.

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

1)генераторов электрических станций;

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

3)линейных регулировочных трансформаторов.

Изменение напряжения генераторов возможно за счет регулирования тока возбуждения. Не меняя активную мощность генераторов, можно изменять напряжение на их зажимах только в пределах ± 0,05Uном Г .

Блочные трансформаторы на электростанциях или не имеют никаких устройств для изменения режима напряжения, или выполнены с устройством

ПБВ, пределы регулирования которого ± 2× 2,5 %. Поэтому генераторы

электростанций являются только вспомогательным средством регулирования напряжения.

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 % Uном. В режиме наименьших нагрузок напряжение уменьшают до величины, как можно более близкой к Uном.

Трансформаторы с РПН имеют специальное переключающее устройство, позволяющее изменять число витков обмотки высшего напряжения 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 UНж.

В результате электрического расчета сети для рассматриваемых режимов определены напряжения на шинах НН подстанций, приведенные к

ВН - UНВ . Действительные напряжения на этих шинах можно получить, разделив UНВ на номинальный коэффициент трансформации nТ ном :

			U В	= U В		UН ном
U		=	Н		×				.	(5.1)
			n			U
	Н д			Н				В ном
			Т ном

Если это напряжение отличается от желаемого значения UНж, то

рассчитывается необходимое ответвление регулируемой обмотки высшего напряжения Uотв :

Uотв = UНВ ×	UН ном	.	(5.2)
	U Н ж

По найденному напряжению ответвления Uотв выбирается ближайшее стандартное ответвление РПН трансформатора Uотв.ст :

	Uотв.ст =U Вном + n×	DUст ×UВ ном	,	(5.3)
		100

где Uст - напряжение одной ступени регулирования, %;

n – номер ступени РПН. Пример расчета приведен в [2].

Для сети, состоящей из линий электропередачи напряжением 220 кВ и 110 кВ, необходимо произвести регулирование напряжения на шинах среднего напряжения с помощью РПН автотрансформаторов. В настоящее время автотрансформаторы с высшим напряжением 220 кВ выпускаются с РПН, встроенном на линейном конце обмотки среднего напряжения, это

позволяет изменять коэффициент трансформации только для обмоток ВН- СН. Желаемый коэффициент трансформации определяется оптимизационными расчетами по специальным программам, цель которых – уменьшение потерь активной мощности в сети 110 кВ. В данном курсовом проекте оптимизация режима по напряжению не производится, а на выводах 110 кВ автотрансформаторов рекомендуется поддерживать максимально возможное значение напряжения (1,1Uном ), но при условии, что на

остальных подстанциях, присоединенных к этой сети, диапазона

регулирования РПН достаточно для осуществления встречного регулирования.

Пример 5. Осуществить регулирование напряжения на шинах 110 кВ подстанции 1 (рис. 3.4). Шинам 110 кВ подстанции 1 соответствует узел 8

схемы замещения сети (рис. 3.5). Напряжение U8В , приведенное к ВН равно

207,014 кВ, действительное напряжение U8 = 108,907 кВ. Автотрансформаторы имеют РПН, встроенное со стороны линейных

выводов обмотки СН, диапазон регулирования ± 6× 2 % , Uном В = 230кВ,

Uном С =121 кВ.

Увеличив напряжение до 121 кВ, можно снизить нагрузочные потери активной мощности и энергии в линиях 110 кВ и трансформаторах подстанций 2, 3, 4, 5.

Желаемое значение напряжения U8 ж = 121 кВ будет получено при коэффициенте трансформации, отличающемся от номинального

U8ж = U8В

UС отв

.

(5.4)

UВном

Из этого уравнения определяется напряжение ответвления:

UС отв = U8 ж

UВном

,

(5.5)

U8В

230

UС отв121×

= 134,43.

207,014

Напряжение одной ступени РПН:

DUст =

2×UС ном

;

DUст

=

2×121

= 2,42 кВ.

100

100

Номер ступени РПН:

n =

UС отв

−UС ном

;

n =

134,43 −121

= 5,55.

Uст

2,42

При n = 6 стандартное ответвление РПН автотрансформатора равно

Uотв.ст =121+ 6×2,42 =135,52 кВ.

Напряжение на шинах 110 кВ подстанции 1 после регулирования

U8 р = 207,014 ×135,52230 =121,978 кВ.

Добавка напряжения,	создаваемая РПН автотрансформатора, Eат
равна
Eат = U8 p −U8;	Eат =121,978−108,907 =13,071 кВ.

Регулирование напряжения в узле 8 приведет к изменению напряжения в узлах 9, 10, 11, 12. Чтобы не выполнять электрический расчет вновь, можно приближенно считать, что напряжения на шинах НН, приведенные к ВН, для подстанций 2 ÷5 увеличатся на величину добавки напряжения Eат .

Для осуществления встречного регулирования на шинах НН подстанции 1 необходимо дополнительно установить последовательно с

обмоткой НН автотрансформатора линейный регулировочный трансформатор. Пример расчета регулирования напряжения с помощью линейного регулировочного трансформатора приведен в [2].

Трехобмоточные трансформаторы напряжением 110/35/6-10 кВ выполняются с РПН в нейтрали обмотки высшего напряжения, а обмотка СН имеет ПБВ, переключение ответвлений которого осуществляется при отключении трансформатора от сети. Поэтому переключения ПБВ производятся редко, как правило, при сезонном изменении нагрузки. Пример расчета приведен в [2].

Данный раздел проекта заканчивается определением значений напряжения на шинах НН подстанции после регулирования. Указанные расчеты выполняются для всех режимов работы сети.

6.ОСНОВНЫЕ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ СЕТИ

Вданном заключительном разделе проекта определяются основные показатели, характеризующие полные расходы денежных средств, необходимых для сооружения сети и для ее эксплуатации, а также некоторые удельные технико-экономические показатели, характеризующие обоснованность решений, принятых в процессе проектирования сети. К ним относятся:

1)капиталовложения на сооружение линий, подстанций и сети в

целом;

2)ежегодные издержки на обслуживание, капитальный и текущий

ремонты;

3)издержки на возмещение потерь электрической энергии в линиях

итрансформаторах электрической сети;

4)удельная себестоимость передачи электроэнергии по сети от шин заданного источника питания до шин вторичного напряжения (НН) понижающих подстанций 35-220 кВ;