Расчет основных режимов работы сети и определение их параметров

↑

▷ Содержание

⇐ ПредыдущаяСтр 6 из 7Следующая ⇒

Задачей выполнения данного раздела проекта является определение действительного потокораспределения и напряжений на шинах подстанций в основном нормальном режиме работы сети и при отключениях линий и трансформаторов.

Для четкого представления учитываемых параметров линий и трансформаторов и последовательности расчетов составляется схема замещения всей сети, на которой указываются значения параметров сети и режима. Параметры режима наносятся на схему замещения после расчета режима.

Схема замещения сети представлена на рисунке 6.

Расчеты потокораспределения в сети выполняются по комплексным сопротивлениям сети с учетом потерь мощности в сопротивлениях и проводимостях линий и трансформаторов и генерации реактивной мощности в линиях.

При нагрузках, заданных на шинах вторичного напряжения подстанций, и напряжении, известном на шинах источника питания сети, расчет производится итеративно: потери мощности и потокораспределение – по номинальному напряжению сети, а потери напряжения и уровни напряжения – по потокораспределению с учетом потерь мощности и по заданному для данного режима напряжению на шинах источника питания сети.

Выбор основных расчетных режимов сети определяется необходимостью выявить наибольшие возможные потоки мощности во всех элементах проектируемой сети и определить возможные высшие и низшие рабочие напряжения на приемных подстанциях. В сети с одним источником питания рассматрим нормальный режим наибольших нагрузок, а также наиболее тяжелый режим при аварийном отключении линий или трансформаторов (в период наибольших нагрузок подстанций).

При высших уровнях рабочего напряжения возрастают потери активной мощности и энергии при коронировании проводов и линейной арматуры, а также значительно возрастает генерация мощности линиями, что в периоды малых нагрузок может привести к нежелательным последствиям.

Мощности каждой подстанции:

=(33+j 17,965) МВА, S_н1=37,57 МВА,

=(29+j 15,845) МВА, S_н2=33,05 МВА,

=(35+j 19,075) МВА, S_н3=39,86 МВА,

=(20+j 10,903) МВА, S_н4=22,78 МВА,

=(17+j 9,262) МВА, S_н5=19,36 МВА.

Вариант 3.

Режим максимальных нагрузок

На подстанции 1 установлено два трансформатора ТРДН-40000/110.

S_ном=40 МВА, U_ВН=115 кВ, U_НН=10,5–10,5 кВ,

DР_хх=36 кВт, DР_к=172 кВт, u_кВН-НН=10,5%, I_х=0,55%.

DР_ст1=72 кВт, DQ_ст1=520 квар.

DР_м1= 75,87 кВт,

DQ_м1= = 1853 квар.

=DР_ст1+DР_м1+DQ_ст1+DQ_м1=0,147+j2,373 МВА.

На подстанции 2 установлено два трансформатора ТРДН-25000/110.

S_ном=25 МВА, U_ВН=115 кВ, U_НН=10,5 кВ,

DР_хх=27 кВт, DР_к=120 кВт, u_кВН-НН=10,5%, I_х=0,7%.

DР_ст2=54 кВт, DQ_ст2=350 квар.

DР_м2= 104,86 кВт,

DQ_м2= = 2294 квар.

=DР_ст2+DР_м2+DQ_ст2+DQ_м2=0,159+j 2,644 МВА.

На подстанции 3 установлено два трансформатора ТРДН-40000/110.

S_ном=40 МВА, U_ВН=115 кВ, U_НН=10,5–10,5 кВ,

DР_хх=36 кВт, DР_к=172 кВт, u_кВН-НН=10,5%, I_х=0,55%.

DР_ст3=72 кВт, DQ_ст3=520 квар.

DР_м3= 85,39 кВт,

DQ_м3= = 2085 квар.

=DР_ст3+DР_м3+DQ_ст3+DQ_м3=0,157+j2,605МВА.

На подстанции 4 установлено два трансформатора ТДН-16000/110.

S_ном=16 МВА, U_ВН=115 кВ, U_НН=11 кВ,

DР_хх=19 кВт, DР_к=85 кВт, u_кВН-НН=10,5%, I_х=0,7%.

DР_ст4=38 кВт, DQ_ст4=224 квар.

DР_м4= 86,15 кВт,

DQ_м4= = 1703 квар.

=DР_ст4+DР_м4+DQ_ст4+DQ_м4=0,124+j1,927 МВА.

На подстанции 5 установлено два трансформатора ТДН-16000/110.

S_ном=16 МВА, U_ВН=115 кВ, U_НН=11 кВ,

DР_хх=19 кВт, DР_к=85 кВт, u_кВН-НН=10,5%, I_х=0,7%.

DР_ст5=38 кВт, DQ_ст5=224 квар.

DР_м5= 62,22 кВт,

DQ_м5= = 1229 квар.

=DР_ст5+DР_м5+DQ_ст5+DQ_м5=0,1+j 1,453 МВА.

Расчет для линий

Переходим к расчёту параметров установившегося режима «методом в два этапа».

1 Этап заключается в определении потоков и потерь мощности в элементах сети последовательно по элементам от концов сети (нагрузок) к началу сети (к станции), (В МВА).

29+j 15,845+0,159+j2,644– 1,39=29,159+j17,794 МВА.

0,32+j0,46 МВА

29,159+j17,794+0,32+j0,46=29,479+j18,254 МВА.

=35+j19,075+29,479+j18,254+0,157+j 2,605 – (1,39+1,928)=

=64,636+j38,275 МВА.

=1,075+j 2,792 МВА.

64,636+j38,275+1,075+j 2,792=65,711+j41,067 МВА.

=33+j17,965+65,711+j41,067+0,147+j2,373– (1,928+2,922)=98,858+j58,98 МВА

=2,778+j9,528 МВА

98,858+j58,98+2,778+j9,528=101,636+j68,508 МВА.

17+j 9,262+0,1+j1,453– 2,28=17,1+j9,575 МВА.

0,251+j0,26МВА

17,1+j9,575+0,251+j0,26=17,351+j9,835 МВА.

=20+j10,903+17,351+j9,835+0,124+j 1,927 – (3,665+2,28)=

=37,475+j19,6925 МВА.

=1,29+j 1,864 МВА.

37,475+j19,6925+1,29+j 1,864=38,765+j21,556 МВА.

= 101,636+j68,508+38,765+j21,556– (3,665+2,922) = 140,401+j86,77 МВА.

29+j15,845+0,105+j2,294=29,105+j18,139 МВА

35+j19,075+0,085+j2,085=35,085+j21,16 МВА

33+j17,965+0,076+j1,853=33,076+j19,818 МВА

20+j10,903+0,086+j1,703=20,086+j12,606 МВА

17+j9,262+0,062+j1,229=17,062+j10,491 МВА

Сопротивления трансформаторов на подстанциях:

ПС 1:

R_т1= = =0,71 Ом, Х_т1= = =17,35Ом.

ПС 2:

R_т2= = =1,269 Ом, Х_т2= = =27,77 Ом.

ПС 3:

R_т3= = =0,71 Ом, Х_т3= = =17,35Ом.

ПС 4:

R_т4= = =2,195 Ом, Х_т4= = =43,395 Ом.

ПС 5:

R_т5= = =2,195 Ом, Х_т5= = =43,395 Ом.

2 этап заключается в определении напряжений в узлах и падение напряжений последовательно по элементам от начала сети к концам сети

U_РЭС=1,07 × U_ном=1,07 × 110=117,7 кВ.

DU_{Л РЭС-1}= = =7,25 кВ.

кВ

кВ

= ;

;

Коэффициент трансформации: .

кВ; (Действительное напряжение на стороне НН ПС1)

DU_{Л 1-3}= = =3,59 кВ.

кВ

кВ

= ;

;

Коэффициент трансформации: .

кВ; (Действительное напряжение на стороне НН ПС3)

кВ;

кВ

кВ;

= ;

;

Коэффициент трансформации: .

кВ; (Действительное напряжение на стороне НН ПС2)

кВ;

кВ

кВ;

= ;

;

Коэффициент трансформации: .

кВ; (Действительное напряжение на стороне НН ПС4)

кВ;

кВ

кВ;

= ;

;

Коэффициент трансформации: .

кВ; (Действительное напряжение на стороне НН ПС5)

Режим минимальных нагрузок

В режиме минимальных нагрузок последние составляют 55% от наибольшей нагрузки по заданию.

Проверим целесообразность отключения трансформаторов:

Для п/ст 1:

;

Так как , то может быть включен 1 трансформатор

Для п/ст 2:

;

Так как , включены 2 трансформатора

Для п/ст 3:

;

Так как , то может быть включен 1 трансформатор

Для п/ст 4:

;

Так как , то включены 2 трансформатора

Для п/ст 5:

;

Так как , то может быть включен 1 трансформатор

Тогда расчет для трансформаторов будет:

На подстанции 1 установлен один трансформатор ТРДН-40000/110.

S_ном=40 МВА, U_ВН=115 кВ, U_НН=10,5–10,5 кВ,

DР_хх=36 кВт, DР_к=172 кВт, u_кВН-НН=10,5%, I_х=0,55%.

DР_ст1=36 кВт, DQ_ст1=260 квар.

DР_м1= 45,884 кВт,

DQ_м1= = 1200 квар.

=DР_ст1+DР_м1+DQ_ст1+DQ_м1=0,082+j1,38 МВА.

На подстанции 2 установлено два трансформатора ТРДН-25000/110.

S_ном=25 МВА, U_ВН=115 кВ, U_НН=10,5 кВ,

DР_хх=27 кВт, DР_к=120 кВт, u_кВН-НН=10,5%, I_х=0,7%.

DР_ст2=54 кВт, DQ_ст2=350 квар.

DР_м2= 31,73 кВт,

DQ_м2= = 694 квар.

=DР_ст2+DР_м2+DQ_ст2+DQ_м2=0,085+j 1,044 МВА.

На подстанции 3 установлен один трансформатор ТРДН-40000/110.

S_ном=40 МВА, U_ВН=115 кВ, U_НН=10,5–10,5 кВ,

DР_хх=36 кВт, DР_к=172 кВт, u_кВН-НН=10,5%, I_х=0,55%.

DР_ст3=36 кВт, DQ_ст3=260 квар.

DР_м3= 51,666 кВт,

DQ_м3= = 1262 квар.

=DР_ст3+DР_м3+DQ_ст3+DQ_м3=0,088+j 1,522 МВА.

На подстанции 4 установлено два трансформатора ТДН-16000/110.

S_ном=16 МВА, U_ВН=115 кВ, U_НН=11 кВ,

DР_хх=19 кВт, DР_к=85 кВт, u_кВН-НН=10,5%, I_х=0,7%.

DР_ст4=19 кВт, DQ_ст4=112 квар.

DР_м4= 26,06 кВт,

DQ_м4= = 515 квар.

=DР_ст4+DР_м4+DQ_ст4+DQ_м4=0,064+j0,739 МВА.

На подстанции 5 установлен один трансформатор ТДН-16000/110.

S_ном=16 МВА, U_ВН=115 кВ, U_НН=11 кВ,

DР_хх=19 кВт, DР_к=85 кВт, u_кВН-НН=10,5%, I_х=0,7%.

DР_ст5=19 кВт, DQ_ст5=112 квар.

DР_м5= 37,646 кВт,

DQ_м5= = 744 квар.

=DР_ст5+DР_м5+DQ_ст5+DQ_м5=0,057+j 0,856 МВА.

Сопротивления трансформаторов на подстанциях:

ПС 1:

R_т1= = =1,42 Ом, Х_т1= = =34,7Ом.

ПС 2:

R_т2= = =1,269 Ом, Х_т2= = =27,77 Ом.

ПС 3:

R_т3= = =1,42 Ом, Х_т3= = =34,7Ом.

ПС 4:

R_т4= = =2,195 Ом, Х_т4= = =43,395 Ом.

ПС 5:

R_т5= = =4,39 Ом, Х_т5= = =86,79 Ом.

1 Этап заключается в определении потоков и потерь мощности в элементах сети последовательно по элементам от концов сети (нагрузок) к началу сети (к станции), (В МВА).

15,95+j 8,715+0,085+j1,044– 1,39=16,035+j9,064 МВА.

0,09+j0,134 МВА

16,035+j9,064+0,09+j0,134=16,125+j9,198 МВА.

=19,25+j10,491+16,125+j9,198+0,088+j 1,522 – (1,39+1,928)=

=35,463+j19,552 МВА.

=0,312+j 0,811 МВА.

35,463+j19,552+0,312+j 0,811=35,775+j20,363 МВА.

=18,15+j9,88+35,775+j20,363+0,082+j1,38– (1,928+2,922)=54,007+j29,198 МВА

=0,79+j2,71 МВА

54,007+j29,198+0,79+j2,71=54,797+j31,908 МВА.

9,35+j 5,094+0,057+j0,856– 2,28=9,407+j7,09 МВА.

0,09+j0,094МВА

9,407+j7,09+0,09+j0,094=9,416+j7,184 МВА.

=11+j5,996+9,416+j7,184+0,064+j 0,739 – (3,665+2,28)=

=20,48+j10,946 МВА.

=0,389+j 0,561 МВА.

20,48+j10,946+0,389+j0,561=20,869+j11,507 МВА.

= 54,797+j31,908+20,869+j11,507– (3,665+2,922) = 75,666+j40,122 МВА.

15,95+j8,715+0,032+j0,694=15,982+j9,409 МВА

19,25+j10,491+0,052+j1,262=19,302+j11,753 МВА

18,15+j9,88+0,046+j1,12=18,196+j11 МВА

11+j5,996+0,026+j0,515=11,026+j6,511 МВА

9,35+j5,094+0,038+j0,744=9,388+j5,838 МВА

2 этап заключается в определении напряжений в узлах и падение напряжений последовательно по элементам от начала сети к концам сети

U_РЭС=1,05 × U_ном=1,05 × 110=115,5 кВ.

DU_{Л РЭС-1}= = =3,6 кВ.

кВ

кВ

= ;

;

Коэффициент трансформации: .

кВ; (Действительное напряжение на стороне НН ПС1)

DU_{Л 1-3}= = =1,826 кВ.

кВ

кВ

= ;

;

Коэффициент трансформации: .

кВ; (Действительное напряжение на стороне НН ПС3)

кВ;

кВ

кВ;

= ;

;

Коэффициент трансформации: .

кВ; (Действительное напряжение на стороне НН ПС2)

кВ;

кВ

кВ;

= ;

;

Коэффициент трансформации: .

кВ; (Действительное напряжение на стороне НН ПС4)

кВ;

кВ

кВ;

= ;

;

Коэффициент трансформации: .

кВ; (Действительное напряжение на стороне НН ПС5)

Послеаварийный режим

Послеаварийный режим обусловлен обрывом одного провода на участке РЭС-1.

Участок РЭС-1

Провод АС-240/32, l =43 км, R_Л=5,074 Ом, Х_Л=17,4 Ом, В₀=2,808×10^-6 См/км.

DР_РЭС-1=0,866 МВт.

DQ_{С РЭС-1}= ×В₀× l ×n=110²×2,808×10^-6×43×1=1,461 Мвар.

=33+j17,965+65,711+j41,067+0,147+j2,373– (1,928+1,461)=98,858+j59,71 МВА

=5,593+j19,18 МВА

98,858+j59,71+5,593+j19,18=104,451+j78,89 МВА.

= 104,45+j78,89+38,765+j21,556– (3,665+1,461) = 143,216+j97,883 МВА.

2 этап заключается в определении напряжений в узлах и падение напряжений последовательно по элементам от начала сети к концам сети

U_РЭС=1,08 × U_ном=1,08 × 110=118,8 кВ.

DU_{Л РЭС-1}= = =16,018 кВ.

кВ

кВ

= ;

;

Коэффициент трансформации: .

кВ; (Действительное напряжение на стороне НН ПС1)

DU_{Л 1-3}= = =3,837 кВ.

кВ

кВ

= ;

;

Коэффициент трансформации: .

кВ; (Действительное напряжение на стороне НН ПС3)

кВ;

кВ

кВ;

= ;

;

Коэффициент трансформации: .

кВ; (Действительное напряжение на стороне НН ПС2)

Регулирование напряжений

Задачей проработки этого раздела проекта является обеспечение нормативных отклонений напряжения на шинах вторичного напряжения 10кВ подстанций проектируемой сети. Регулирование напряжения осуществляется на источнике питания и на приемных понижающих подстанциях. Для данного проекта рабочие уровни напряжения на шинах источника питания во всех рассчитываемых режимах задаются.

Встречное регулирование напряжения, которое должно быть осуществлено на шинах вторичного напряжения районных подстанций, определяется требованиями “Правил устройства электроустановок”. В общем случае в нормальных режимах работы сети необходимо обеспечить регулирование отклонений напряжений на вторичных шинах подстанций в пределах от +5..10% до 0% (от номинального уровня) при изменениях нагрузки подстанций от наибольшего значения до 30% наибольшего. Обычно следует ориентироваться на поддержание в период наибольших нагрузок отклонений напряжения на этих шинах +5…6%.

При аварийных отключениях линий и трансформаторов напряжения на шинах 10 кВ подстанций не должны снижаться ниже номинального уровня. Рекомендуется поддерживать в этом режиме напряжение, равное напряжению в предшествовавшем аварии нормальном режиме работы.

В качестве основных средств регулирования напряжения при выполнении проекта принимаются трансформаторы с регулированием рабочих ответвлений под нагрузкой.

Из справочных материалов для курсового и дипломного проектирования Б. Н. Неклепаева, И.П. Крючкова. Электричесская часть станций и подстанций. стр. 116. для трансформаторов мощностью 6,3-125 МВА имеем ±9´1,78 % в нейтрали ВН (±9´2,047 кВ).

Регулирование напряжения в режиме наибольших нагрузок.

п/ст 1: 1)

2)

3) для n = -3

4)

п/ст 2: 1)

2)

3) для n = -6

4)

п/ст 3: 1)

2)

3) для n = -5

4)

п/ст 4: 1)

2)

Регулирование не требуется.

п/ст 5: 1)

2)

3) для n = -1

4)

Познавательные статьи:



Как правильно слушать собеседника

Типичные ошибки при выполнении бросков в баскетболе

Принятие христианства на Руси и его значение

Средства массовой информации США