Выбор расчетных режимов питающей электрической сети
В данном курсовом проекте рассматривается три основных режима работы электрической сети:
6 нормальный установившийся режим максимальных нагрузок (PНБ);
7 нормальный установившийся режим минимальных нагрузок (PНМ = PНБ·0,3);
3 послеаварийный режим (PПАВ = PНБ).
В первых двух режимах параметры системы близки к номинальным значениям или отклоняются на величину, соответствующую нормативным документам. Третий режим - наступает после локализации аварии, главное для него обеспечить требуемую надежность работы сети и бесперебойное электроснабжение потребителей I и II категорий. При нормальном установившемся режиме в работе находятся все трансформаторы подстанций и работают все генераторы электростанций.
При нормальном установившемся режиме минимальных нагрузок на подстанциях работают все трансформаторы. Число генераторов берется таким же, как и в нормальном режиме. Схема питания также кольцевая.
Режим послеаварийный возникает после отключения головного участка ЛЭП, по которому протекает наибольшая мощность. В работе находятся все трансформаторы потребителей и все генераторы электростанции.
Определение мощности потребителей на шинах электростанции
Активная мощность (МВт) и реактивная мощность (МВАр) в режиме наибольших нагрузок на генераторных шинах электростанции (на стороне НН) определяется по следующей формуле
,
Где
PГå - суммарная активная мощность NГ работающих генераторов, МВт;
QГå - суммарная реактивная мощность NГ работающих генераторов, МВАр;
PСОБ - активная мощность собственных нужд станции, МВт;
QСОБ - реактивная мощность собственных нужд станции, МВАр;
PНАГР.НН.В - активная мощность нагрузки на шинах НН электростанции, МВт;
QНАГР.НН.В - реактивная мощность нагрузки на шинах НН электростанции, МВАр;
Активную и реактивную мощность NГ работающих генераторов, а также мощность собственных нужд электростанции определяются на основе исходных данных по формулам
,
,
Где SНГ - полная номинальная мощность одного генератора, для заданного типа генератора принимается по [4];
cosjГ - номинальный коэффициент мощности генератора по [4].
По [4] для генератора типа CB 430/210-14 PНГ = 55 МВт QНГ= 41.3 МВАр, cosjГ = 0.8.
Тогда по (3) получаем
Реактивная мощность определяется аналогично по (4):
Активная и реактивная мощность собственных нужд определяется по формулам
,
,
Где SСОБ - мощность собственных нужд станции, %;
,
.
Следовательно, по формулам (1) и (2) получаем для режима максимальной нагрузки
,
МВАр,
Реактивная мощность на шинах СН электростанции В по формуле аналогичной (7)
.
Определяем мощность на шинах ВН электростанции A по формулам
,
,
Для режима минимальных нагрузок формулы аналогичны, но мощности нагрузок берутся в размере 30% от максимальных и число работающих генераторов NГ = 1.
Для послеаварийного режима мощности нагрузок равны мощностям в режиме максимальных нагрузок. Результаты расчетов для режимов приведены в таблице №1.
Определение нагрузок потребителей подстанции a
Мощности потребителей на шинах подстанции c можно определить по формулам аналогичным (1)-(9).Результаты приведены в таблице 1.
Определение мощностей потребителей на шинах тяговых подстанций a и b
Мощность потребителей на шинах 27.5 кВ в режиме наибольших нагрузок рассчитывается по формулам
,
,
Где g - коэффициент, учитывающий неравномерность загрузки фаз и обмоток трансформаторов; при значении районной нагрузки до 30% тяговой g=1,15; свыше 30% - g = 1,1;
P'СР.Н.М. Р"СР.Н.М - среднесуточная активная мощность опережающего и отстающего плеч питания тяговой подстанции в месяц интенсивного движения, МВт;
Q'СР.Н.М Q"СР.Н.М - среднесуточная реактивная мощность опережающего и отстающего плеч питания тяговой подстанции в месяц интенсивного движения, МВАр;
k'М k"М - коэффициенты, учитывающие допустимую по условиям износа изоляции обмоток трансформатора нагрузки подстанций, выбираются по [3]: k"M = 1,55; k'M = 1,45.
Реактивные мощности на шинах тягового электроснабжения определяем по формуле (7)
МВАр;
МВАр.
следовательно g = 1.15.
Тогда по (9) и (10) получаем
Мощность на стороне ВН можно определить по формуле
, МВт;
, МВАр.
Где d - коэффициент, учитывающий несовпадение районной и тяговой нагрузок, d = 0,9
МВт;
МВАр.
Данные всех расчетов сведены в таблице №1
Таблица №1 Мощности нагрузок на шинах подстанций в расчетных режимах
П/С | мощность на шинах подстанции S=P+jQ Мва в режимах: | ||||||||
наибольших нагрузок | наименьших нагрузок | послеаварийный режим | |||||||
A | SгΣнб | -130,330 | -100,154 | SгΣнб | -39,099 | -30,046 | SгΣнб | -130,330 | -100,154 |
Sсоб.нб | 12,870 | 9,664 | Sсоб.нб | 3,861 | 2,899 | Sсоб.нб | 12,870 | 9,664 | |
Sнб.нн.А | 21,800 | 14,081 | Sнб.нн.А | 6,540 | 4,224 | Sнб.нн.А | 21,800 | 14,081 | |
Sнб.сн.А | 37,100 | 22,014 | Sнб.сн.А | 11,130 | 6,604 | Sнб.сн.А | 37,100 | 22,014 | |
Sнб.вн.А | -93,230 | -78,141 | Sнб.вн.А | -27,969 | -23,442 | Sнб.вн.А | -93,230 | -78,141 | |
b | Sнб.нн.а | 20,800 | 14,518 | Sнб.нн.а | 6,240 | 4,356 | Sнб.нн.а | 20,800 | 14,518 |
Sнб.сн.а | 44,100 | 6,604 | Sнб.сн.а | 13,230 | 1,981 | Sнб.сн.а | 44,100 | 6,604 | |
Sнб.вн.а | 33,062 | 10,966 | Sнб.вн.а | 9,919 | 3,290 | Sнб.вн.а | 33,062 | 10,966 | |
а | Sнб.нн.в | 7,000 | 1,702 | Sнб.нн.в | 2,100 | 0,511 | Sнб.нн.в | 7,000 | 1,702 |
Sнб.сн.в | 22,635 | 18,015 | Sнб.сн.в | 6,791 | 5,405 | Sнб.сн.в | 22,635 | 18,015 | |
Sнб.вн.в | 28,935 | 21,122 | Sнб.вн.в | 8,681 | 6,336 | Sнб.вн.в | 28,935 | 21,122 | |
c | Sнб.нн.с | 8,800 | 2,442 | Sнб.нн.с | 2,640 | 0,733 | Sнб.нн.с | 8,800 | 2,442 |
Sнб.сн.с | 17,740 | 12,171 | Sнб.сн.с | 5,322 | 3,651 | Sнб.сн.с | 17,740 | 12,171 | |
Sнб.вн.с | 25,660 | 16,343 | Sнб.вн.с | 7,698 | 4,903 | Sнб.вн.с | 25,660 | 16,343 |
2. Выбор количества и типа трансформаторов подстанций
Выбор количества трансформаторов
Число трансформаторов подстанций определяется категориями потребителей, присоединенных к шинам подстанции. При питании потребителей I категории трансформаторов должно быть не менее двух.
Определение мощности трансформатора подстанции
Тип трансформатора подстанции определяется классом напряжения сети, потребителей, мощностью потребителей.
Мощность трансформатора определяется по формуле
МВА
Где SНБ - расчетная мощность трансформатора, МВА.
nT - количество трансформаторов подстанции.
Для электростанции B:
МВА;
МВА.
Принимаем к установке трансформатор ТДТНЖ 40000/110, SНОМ.Т =40 МВА [3].
Коэффициент загрузки трансформатора определяется по формуле
Для остальных подстанций условие выбора:
Данные выбранных трансформаторов по [3] приведены в таблице №2.1
Таблица №2.1 - Данные трансформаторов подстанций
Параметр | Подстанция | |||
В | b | a | c | |
Тип трансформатора | ТДТНЖ 40000/110 | ТДТН 16000/110 | ТДТНЖ-25000/110 | ТДТНЖ-40000/110 |
Номинальная мощность SНОМ.Т, МВА | 40 | 16 | 25 | 40 |
Количество, шт. | 4(3) | 3(2) | 2(1) | 2(1 |
Коэффициент загрузки k3 | 0,76028822 | 0,72569577 | 0,71648262 | 0,380281515 |
Коэффициент загрузки k3 (ПАВ) | 1,01371763 | 1,08854365 | 1,43296524 | 0,76056303 |
Номинальные напряжения обмотки, кВ: | 115 | 115 | 115 | 115 |
СН, UНС | 35,5 | 38,5 | 38,5 | 35,5 |
НН, UНН | 6,6 | 6,6 | 27,5 | 27,5 |
Напряжения короткого замыкания между: | ||||
ВН-СН, UK.ВС % | 10,5 | 10,5 | 10,5 | 10,5 |
ВН-НН, UK.ВН % | 17,5 | 17 | 17 | 17 |
СН-НН, UK.СН % | 6 | 6 | 6 | 6 |
Мощность потерь короткого замыкания PК, кВт | 200 | 100 | 140 | 200 |
Мощность потерь холостого хода PХ, кВт | 63 | 23 | 42 | 63 |
Ток холостого хода IХ,% | 0,8 | 1 | 0,9 | 0,8 |
3. Определение приведенных нагрузок подстанций
Определение параметров схемы замещения трансформатора
Под приведенной нагрузкой подстанции понимается нагрузка на шинах ВН с учетом потери мощности в трансформаторах.
Для расчета потерь мощности составляем “Г” - образную схему замещения трансформатора, расчет ведется по методике изложенной в [1].
Рис. 3.1 “Г”- образная схема замещения трехобмоточного трансформатора.
Активные сопротивления в схеме замещения определяются по формуле
, Ом.
Индуктивные сопротивления в схеме замещения определяются:
, Ом;
, Ом;
, Ом.
Активная и индуктивные проводимости могут быть определены по формулам
, См;
, См.
Пример расчета для подстанции A
Ом;
Ом;
Ом;
Ом;
См;
См.
Результаты расчетов для подстанций сведены в таблице №3
Таблица №3.1. Параметры схемы замещения
Режимы наибольших и наименьших нагрузок ПАВР | подстанция | RT, Ом | XT1, Ом | XT2, Ом | XT3, Ом | GTx10-6, См | ВTx10-6, См |
В | 0,207 | 145,475 | 0,413 | 85,963 | 19,055 | 9,679 | |
b | 0,861 | 266,566 | 6,199 | 154,980 | 5,217 | 3,63 | |
a | 0,741 | 113,735 | -2,645 | 66,125 | 6,352 | 3,403 | |
с | 0,413 | 71,084 | -1,653 | 41,328 | 9,527 | 4,839 |
3.2 Определение приведенных нагрузок подстанций
Потери мощности в звене схемы замещения определяются мощностью в конце звена (ветви). Потери активной мощности в звеньях а-2 и а-3 можно определить по формулам
, МВт;
, МВт;
, МВАр.
Мощность в начале звеньев а-2 и а-3 или мощность в конце звена а-1 определяется по формуле
, МВт;
, МВАр.
Потери в звене а-1 определяются по формуле
, МВт;
, МВАр.
Мощность в начале звена а-1 (в точке b)
, МВт;
, МВАр.
Потери мощности в поперечной ветви схемы замещения определяется по формуле
, МВт;
, МВАр.
Следовательно, приведенная нагрузка подстанции, в точке с схемы замещения определяется по формуле
, МВт;
, МВАр.
, МВт.
Проведем расчет приведенной нагрузки подстанции A в режиме наибольших нагрузок.
МВт;
МВАр;
МВт;
МВАр.
МВт
МВт;
МВАр.
МВт;
МВАр;
МВт;
МВАр;
МВт;
МВАр;
МВА.
Результаты подобных расчетов для различных режимов и подстанций приведены в таблице №3.2
Таблица №3.2. Приведенные нагрузки подстанций
Мощность и потери мощности, МВА | Подстанция | |||||||
B | b | c | a | |||||
Sнб.нн | -130,330 | -100,154 | 20,800 | 14,518 | 8,800 | 2,442 | 7,000 | 1,702 |
Sнб.cн | 37,100 | 22,014 | 44,100 | 6,604 | 17,740 | 12,171 | 22,635 | 18,015 |
ΔSнб.а-2 | 0,032 | 0,064 | 0,141 | -1,019 | 0,028 | 0,101 | 0,029 | 0,114 |
ΔSнб.а-3 | 0,012 | 4,785 | 0,046 | 2,060 | 0,005 | 0,456 | 0,002 | 0,177 |
Sнб.а-1 | 58,943 | 40,944 | 65,087 | 22,164 | 26,573 | 15,170 | 29,666 | 20,009 |
ΔSнб.а-1 | 0,088 | 61,926 | 0,336 | 26,038 | 0,057 | 8,801 | 0,044 | 7,522 |
Sнб.b | 59,031 | 102,869 | 65,424 | 48,202 | 26,631 | 23,970 | 29,709 | 27,531 |
ΔSнб.b-0 | 0,231 | 1,171 | 0,063 | 1,171 | 0,077 | 0,412 | 0,115 | 0,586 |
Sнб.прив | 59,262 | 104,040 | 65,487 | 49,373 | 26,708 | 24,382 | 29,825 | 28,116 |
Sнм.нн | 6,540 | 4,224 | 6,240 | 4,356 | 2,640 | 0,733 | 2,100 | 0,511 |
Sнм.cн | 11,130 | 6,604 | 13,230 | 1,981 | 5,322 | 3,651 | 6,791 | 5,405 |
ΔSнм.а-2 | 0,003 | -0,006 | 0,013 | -0,092 | 0,003 | 0,009 | 0,003 | 0,010 |
ΔSнм.а-3 | 0,001 | 0,431 | 0,004 | 0,742 | 0,000 | 0,041 | 0,000 | 0,016 |
Sнм.а-1 | 17,674 | 11,254 | 19,487 | 6,987 | 7,965 | 4,434 | 8,893 | 5,941 |
ΔSнм.а-1 | 0,007 | 5,278 | 0,030 | 9,441 | 0,005 | 0,781 | 0,004 | 0,672 |
Sнм.b | 17,681 | 16,532 | 19,517 | 16,428 | 7,970 | 5,215 | 8,897 | 6,613 |
ΔSнм.b-0 | 0,231 | 1,171 | 0,063 | 0,439 | 0,077 | 0,412 | 0,115 | 0,586 |
Sнм.прив | 17,912 | 17,703 | 19,580 | 16,867 | 8,047 | 5,627 | 9,012 | 7,199 |
4. Определение предварительного распределения мощности в сети
Для нахождения предварительного распределения мощности составляем расчетную схему.
Рис. 4.1 Расчётная схема
Значение полной мощности на головных участках можно определить по формулам
МВА
МВА
Где L - общая длина ЛЭП, км;
lАi - расстояние от левого источника до подстанции, км.
Общая длина линии
L = lA’a + lab + lbB + lBc + lcA’’
L = lA’a + lab + lbB + lBc + lcA’’=62+57+50+48+39=256км.
Следовательно, мощность на головных участках по (11) и (12) равна
((29.825*(256-62)+65.487*(256-62-50)+59.262*(256-62-50-48)+26.708*(256-62-50-48-39)=87.608 МВА
·((28.116*(256-62)+49.373*(256-62-50)+104.04*(256-62-50-48)+24.382*(256-62-50-48-39)=93,523МВар
=87,608+j93,523 МВА
Проверка баланса мощностей:
Баланс сошелся.
Мощности, протекающие по участкам можно определить по формулам
, МВА;
, МВА;
, МВА;
=17.36+j11.892 МВА;
= -6.139-j21.756 МВА;
= 42.189+j51.272 МВА
Так как большая мощность на участке A’B, следовательно, для расчета послеаварийного режима отключаем этот головной участок. Расчеты для остальных режимов приведены в таблице №4.1
Таблица №4.1. Мощности участков линии
Участок ЛЭП | полная мощность в расчетном режиме, Мва | |||||
наибольших нагрузок | наименьших нагрузок | Послеаварийный | ||||
A'b | 87,608 | 93,523 | 26,352 | 22,835 | 0,000 | 0,000 |
bc | 22,121 | 44,150 | 6,772 | 5,967 | -65,487 | -49,373 |
cA | -37,141 | -59,890 | -11,140 | -11,735 | -124,749 | -153,413 |
Aa | 66,966 | 88,006 | -19,187 | -17,362 | -20,642 | -5,517 |
Режим максимальных нагрузок
Режим минимальных нагрузок
Послеаварийный режим
Рис.4.2 Расчетные схемы распределения мощности по участкам
5. Определение сечений и выбор проводников линии электропередачи
Сечение проводника считаем одинаковым на всех участках, в этом случае необходимо определить токи для участков с одинаковым направлением мощности. Ток протекающий по участку ЛЭП определяется по формуле
А
Где SНБ.i - модуль полной мощности на i-том участке ЛЭП, МВА.
По (16) находим токи на участках ЛЭП
А;
Аналогично находим токи на других участках ЛЭП для всех режимов. Результаты расчетов приведены в таблице №5.1
Токи на участках ЛЭП для трёх режимов
Таблица №5.1
Участок ЛЭП | Ток, A | ||
Наибольший | Наименьший | ПАВ | |
B'c | 672,5972572 | 183,016545 | 0 |
ca | 259,187194 | 47,37467766 | 430,459104 |
aA | 369,8820687 | 84,92661301 | 1037,8229 |
Ab | 580,4324104 | 135,8150182 | 112,1444029 |
bB'' | 767,9150664 | 196,2773214 | 104,0106376 |
5.1 Определение сечения проводника по экономической плотности тока
Выбор сечения на каждом участке ЛЭП осуществляем по экономической плотности тока
(17)
- выбирается с учетом конструкции материала, числа часов использования максимальной нагрузки. Значение определяется по табл. 5.1 [4]
Определим средневзвешенное число часов использования нагрузки электростанции B и силовой подстанции(с) и тяговых подстанций (а и b):
, (18)
(19)
Примем время использования максимальной нагрузки на тягу ч/год.
Экономическая плотность тока для участков ЛЭП по табл. 7 [4]
,
По формуле(17) найдем сечение проводника каждого участка сети:
,
5.2 Проверка по условиям коронирования
По условию коронирования для линии напряжением 110 кВ минимальное рекомендуемое сечение проводника 240 . Принимаем на всех участках провод АС-120/19.
6. Определение расчетных нагрузок подстанций
Определение параметров схемы замещения ЛЭП
Для определения параметров ЛЭП составляем “П” - образную схему замещения
Рис. 6.1.“П”- образная схема замещения ЛЭП
Для проектируемой линии выбираем в качестве промежуточной опору одноцепную, расположение проводов - треугольное, расстояния между фазами:
D11=5000 mm;
D12=5000 mm;
D13=5000 mm.
Найдем среднегеометрическое расстояние между проводами:
(20)
мм.
Определим параметры схемы замещения ЛЭП:
(21)
(22)
(23)
Определим параметры линии для всех участков:
=4.036 Om;
=22.609 Om;
=1.904∙10-6 Om.
параметры участков ЛЭП запишем в таблицу 6.1.
Таблица №6.1.
параметр | Расчетный участок сети | ||||
A’a | ab | bB | Bc | cA” | |
Длинна участка сети, км | 62 | 57 | 50 | 48 | 39 |
марка прjвода | AC 120/19 | AC 35/6.2 | AC 30/8 | AC 95/16 | AC 120/19 |
r0, om/km | 0,241138457 | 0,241138457 | 0,168973 | 0,107678 | 0,081389209 |
x0, om/km | 0,729327382 | 0,729327382 | 0,729327 | 0,729327 | 0,729327382 |
b0, om/km | 1,535*10^-06 | 1,535*10^-06 | 1,54*10^-06 | 1,54*10^-06 | 1,535*10^-06 |
R, Om | 7,475292162 | 6,87244602 | 4,224319 | 2,58428 | 1,58708958 |
X, Om | 22,60914886 | 20,7858304 | 18,23318 | 17,50386 | 14,22188396 |
B, Om | 0,000190401 | 0,000175046 | 0,000154 | 0,000147 | 0,000119769 |
6.2 Определение расчетной нагрузки
Расчетной нагрузкой называют суммарную мощность данной подстанции с учетом емкостной мощности, то есть мощности, генерируемой самой подстанцией (зарядная мощность).
Рис. 6.2. Схема
Рассчитаем зарядные мощности для участков ЛЭП:
(24)
МВАр,
МВАр,
0.093 МВАр,
0.089 МВАр,
0.072 МВАр.
Определим расчетные мощности всех подстанций для режима максимальных нагрузок.
(25)
где - активная и реактивная приведенные мощности подстанции а
59.171+j103.949 МВА,
65.484+j49.282 МВА
МВА,
МВА.
Для остальных режимов расчет ведем точно также, как и для режима максимальных нагрузок. Результаты расчетов приведены в таблице №6.2.
Таблица №6.2. Расчетные нагрузки подстанций в расчетных режимах
Подстанция | расчетная мощность подстанции в расчетных режимах, МВА | |||||
Наибольших нагрузок | наименьших нагрузок | послеаварийный | ||||
B | 59,171 | 103,949 | 65,396 | 17,612 | 26,617 | 24,291 |
b | 65,487 | 49,282 | 19,489 | 16,776 | 7,956 | 5,536 |
c | 26,708 | 24,291 | -0,091 | 5,536 | -0,091 | -0,091 |
a | 29,825 | 29,734 | -0,091 | 8,921 | -0,091 | -0,091 |
7. Уточнение распределения мощностей в сети для расчетных режимов с учетом потерь мощности
Рис. 7.1. Схема распределения мощности
Общее сопротивление линии:
(26)
MBA;
MBA.
Расчет остальных участков аналогичен формулам (13)-(15)
MBA;
MBA;
MBA.
Таблица № 7.1. Уточнение распреления мощностей в сети для расчетных режимов с учетом потерь мощности.
Участок ЛЭП | Полная мощность в расчетном режиме, МВА | |||||
наибольших нагрузок | наименьших нагрузок | послеаварийный | ||||
A'a | 136,7062353 | 130,2254768 | 13,62351581 | 33,24887909 | 9,100457242 | 7,369298733 |
ab | 106,882 | 100,492 | 13,715 | 24,327 | 9,191 | 7,460 |
bB | 41,395 | 51,210 | -5,775 | 7,551 | 1,236 | 1,925 |
Bc | 72,657 | 95,032 | 20,816 | 20,742 | 21,261 | 18,601 |
cA" | 99,36508959 | 119,3228126 | 20,72491536 | 26,27781827 | 21,17012135 | 18,50999212 |
7.1 Распределение мощностей с учетом потерь активной и реактивной мощностей
(27)
кВт;
кВт;
кВАр;
кВАр.
МВт;
MBA;
МВт;
МВАр.
Режим минимальных нагрузок рассчитывается также как и режим максимальных нагрузок, приведенный выше.
Результаты расчетов представлены в таблице №8 и на схеме распределения мощностей.
Таблица №7.2. Уточненные мощности на участках ЛЭП
Режимы | участок ЛЭП | Полная мощность на участках в расчетных режимах, МВА | |||||
в начале Sн | потери ΔS | в конце Sk | |||||
наибольших нагрузок | A'a | 167,108 | 161,574 | 11,892 | 66,608 | 166,531 | 158,342 |
ab | 172,775 | 152,141 | 6,601 | 36,972 | 172,368 | 149,865 | |
bB | 70,975 | 77,957 | 1,166 | 6,534 | 71,219 | 79,326 | |
Bc | 98,396 | 113,986 | 3,696 | 20,701 | 99,365 | 119,414 | |
cA" | 157,711 | 218,233 | 5,060 | 28,340 | 158,627 | 223,363 | |
Наименьших нагрузок | A'a | 43,427 | 117,559 | 0,431 | 0,396 | 31,535 | 50,952 |
ab | 39,896 | 78,166 | 0,239 | 0,207 | 33,295 | 41,195 | |
bB | 4,404 | 21,284 | 0,024 | 0,016 | 3,238 | 14,750 | |
Bc | 32,559 | 47,070 | 0,223 | 0,228 | 28,863 | 26,369 | |
cA" | 43,696 | 72,320 | 0,235 | 0,239 | 38,637 | 43,981 | |
ПАВ | A'a | 9,146 | 7,387 | 0,046 | 0,018 | 9,1 | 7,369 |
ab | 40,664 | 90,935 | 0,043 | 0,017 | 28,772 | 24,327 | |
bB | 16,849 | 46,095 | 0,001 | 0,001 | 10,248 | 9,123 | |
Bc | 30,475 | 30,762 | 0,206 | 0,089 | 29,308 | 24,228 | |
cA" | 42,778 | 56,914 | 0,166 | 0,072 | 39,082 | 36,213 |
8. Определение напряжения на шинах понижающей подстанций
Определение напряжений источника в расчетном режиме
Напряжение источника питания для расчетного режима определяется по формуле
, кВ
Где m - отклонение напряжения на шинах источника питания в расчетном режиме, берется из задания, %.
В режиме наибольших нагрузок и послеаварийном
кВ.
В режиме наименьших нагрузок
кВ.
8.2 Определение напряжения на шинах ВН подстанций
Падение напряжения на участке ЛЭП определяется по формуле
, кВ
Где SЛ - сопряженный комплекс мощности передаваемой по линии (в начале участка ЛЭП), МВА;
UЛ - напряжение в начале линии, кВ.
ZЛ=RЛ + jXЛ, Ом.
Пример расчета для режима наибольших нагрузок:
Падение напряжения на участке A’a
кВ
кВ
Напряжение на шинах ВН подстанции c равно
Ub = UИП -ΔUЛ.A’b = 107.8 - (5.948+j29.336) =101.852 - j29.336 кВ
Данные расчетов приведены в таблице №8.1.
Таблица №8.1. Расчет напряжения на шинах ВН подстанций
подстанция | Напряжение подстанции в расчетном режиме, кВ | |||||
Наибольших нагрузок | Наименьших нагрузок | Послеаварийный | ||||
A' | 107,8 | 0 | 106,7 | 0 | 0 | -0,276614032 |
a | 101,852 | -29,336 | 105,327 | -15,072 | 106,400 | -17,534 |
b | 105,657 | -13,185 | 106,567 | -3,600 | 107,291 | -7,797 |
В | 104,948 | -18,508 | 105,756 | -7,643 | 106,917 | -4,995 |
c | 104,085 | -28,791 | 105,671 | -9,541 | 106,792 | -7,509 |
8.3 Определение напряжения на шинах потребителей приведенное к шинам высокого напряжения
Расчет ведется на основании схемы замещения (рис 2.). Определение падений напряжений в звеньях ведется по формулам, где вместо мощности линии берется мощность протекающая по звену трансформатора.
Пример расчета для подстанции b
кВ.
Ub = Ub - ΔUa-1.b =101.376+j162.085 кВ
Падение напряжения в звеньях а-2 и а-3
кВ;
кВ.
Следовательно, напряжение на нагрузках СН и НН приведенное к стороне ВН
U'CH = UНБ.b - ΔUНБ.а-2.b =100.9+j157.633 кВ
U'НH = UНБ.b - ΔUНБ.а-3.b = 100.9- j273.276 кВ.
Данные расчетов для остальных режимов и подстанций приведены в таблице №8.2.
Таблица №8.2. Напряжения на шинах потребителей
Напряжение | Напряжения на шинах подстанции, кВ. | |||||||
b | a | c | B | |||||
U | 101,85 | -29,336 | 104,085 | -28,791 | 105,65 | -13,185 | 104,94 | -18,508 |
ΔUа-1 | 0,476 | -191,420 | 0,221 | -225,745 | 0,117 | -151,57 | 0,117 | -525,691 |
ΔUа-2 | 0,476 | 4,452 | 0,221 | -5,250 | 0,117 | 3,525 | 0,117 | -1,493 |
ΔUа-3 | 0,476 | -111,291 | 0,221 | -131,247 | 0,117 | -88,126 | 0,117 | -310,636 |
Uа | 101,37 | 162,085 | 103,864 | 196,954 | 105,54 | 138,39 | 104,83 | 507,183 |
Uсн | 100,90 | 157,633 | 103,644 | 202,204 | 105,42 | 134,86 | 104,71 | 508,677 |
Uнн | 100,90 | 273,376 | 103,644 | 328,201 | 105,42 | 226,51 | 104,71 | 817,819 |
U | 105,32 | -15,072 | 105,671 | -9,541 | 106,56 | -3,600 | 106,70 | -0,277 |
ΔUа-1 | 0,460 | -372,576 | 0,218 | -681,209 | 0,116 | -555,17 | 0,116 | -1586,32 |
ΔUа-2 | 0,460 | 8,665 | 0,218 | -15,842 | 0,116 | 12,911 | 0,116 | -4,507 |
ΔUа-3 | 0,460 | -216,614 | 0,218 | -396,052 | 0,116 | -322,77 | 0,116 | -937,376 |
Uа | 104,86 | 357,504 | 105,453 | 671,668 | 106,45 | 551,57 | 106,58 | 1586,05 |
Uсн | 104,40 | 348,839 | 105,236 | 687,510 | 106,33 | 538,66 | 106,46 | 1590,55 |
Uнн | -105,32 | -140,890 | -105,67 | -275,616 | -106,56 | -228,8 | -106,7 | -648,676 |
U | 106,40 | -17,534 | 106,792 | -7,509 | 107,29 | -7,797 | 107,80 | 0,000 |
ΔUа-1 | 0,456 | -320,260 | 0,215 | -865,610 | 0,115 | -256,34 | 0,115 | -2015,74 |
ΔUа-2 | 0,456 | 7,448 | 0,215 | -20,130 | 0,115 | 5,962 | 0,115 | -5,727 |
ΔUа-3 | 0,456 | -186,197 | 0,215 | -503,261 | 0,115 | -149,04 | 0,115 | -1191,12 |
Uа | 105,94 | 302,726 | 106,577 | 858,101 | 107,17 | 248,55 | 107,68 | 2015,74 |
Uсн | 105,48 | 295,278 | 106,362 | 878,232 | 107,06 | 242,59 | 107,57 | 2021,46 |
Uнн | 105,48 | 488,923 | 106,362 | 1361,36 | 107,06 | 397,59 | 107,57 | 3206,86 |
9. Выбор рабочих ответвлений трансформаторов подстанций
Рис. 9.1. Г-образная схема замещения трехобмоточного трансформатора
Все трансформаторы подстанций оборудованы устройствами РПН на стороне ВН и ПБВ на стороне СН. Диапазон регулирования указан в таблице 2.
Регулировка выполнятся по принципу встречного регулирования, который заключается в следующем [1,2]
1 в режиме наибольших нагрузок напряжение на шинах потребителей должно быть не менее 105% от номинального напряжения;
2 в режиме минимальных нагрузок напряжение должно быть не более номинального напряжения;
3 в послеаварийном режиме напряжения должно быть не менее номинального напряжения.
Определение рабочих напряжений на шинах НН трансформатора
Вначале определяем коэффициенты трансформации по формуле
.
Желаемое значение напряжения определяется по выражению:
для режима наибольших нагрузок
UНБ.Ж³1.05*UНОМ;
для режима минимальных нагрузок
UНМ.Ж£1.0*UНОМ ;
для после аварийного режима
UНБ.Ж³1.0*UНОМ.
В соответствии с этими требованиями определяем желаемые коэффициенты трансформации по формулам
.
Результаты приведены в таблице №9.1.
Таблица №9.1. Результаты расчетов желаемых коэффициентов трансформации
Режим | Параметр | Подстанция | |||
B | b | a | c | ||
наибольших нагрузок | Uж, кВ | 6,93 | 6,93 | 28,875 | 28,875 |
|Uнн|, кВ | 100,900 | 103,643505 | 105,4234691 | 104,7142367 | |
Кт.нн.ж | 14,55988466 | 14,95577273 | 3,651029234 | 3,626467071 | |
наименьших нагрузок | Uж, кВ | 6,6 | 6,6 | 27,5 | 27,5 |
|Uнн|, кВ | 105,3266194 | 105,6707989 | 106,5670107 | 106,7 | |
Кт.нн.ж | 34,84848485 | 34,84848485 | 8,363636364 | 8,363636364 | |
послеаварийный | Uж, кВ | 6,6 | 6,6 | 27,5 | 27,5 |
|Uнн|, кВ | 105,4885409 | 106,3617789 | 107,0614572 | 107,5709261 | |
Кт.нн.ж | 34,84848485 | 34,84848485 | 8,363636364 | 8,363636364 |
Теперь определяем коэффициенты трансформации для каждого трансформатора подстанций (по данным таблицы 2) по формулам
,
Где a% - ступень регулирования устройства РПН трансформатора, ±a=(±n)*Δa для выбранных трансформаторов всех подстанций Δ a= 1,78 % (Таблица 2);
,
Данные расчетов приведены в таблице №9.2.
Таблица №9.2. Коэффициенты трансформации
Ступень регулирования α% | номер отпайки | αр.вн.о.е. | Коэффициент трансформации подстанции, о.е. | |||
Понравилась статья? Добавь ее в закладку (CTRL+D) и не забудь поделиться с друзьями:
Сейчас читают про:
|