1.3 Аналіз усталених режимів оптимального варіанта розвитку електричної мережі
Навантаження вузлів електричної мережі в усталених режимах приведені в табл. 1.2, а розрахункові дані ліній електричної мережі у табл. 1.3 та на рис.1.1.
Номінальні потужності дво-, триобмоткових трансформаторів ПС 1−6 (табл. 1.4) розраховані по формулах:
Sн.т Sнб / 2; Sн.т Sпа / 1,4, (1.15)
Де Sнб і Sпа відповідають потужностям на стороні ВН трансформаторів.
Коефіцієнти завантаження трансформаторів розраховані по формулах:
kнор = Sнб / (Sн.т nт), kпа = Sпа / Sн.т, (1.16)
не перевершує припустимі межі (kнор < 1, kпа < 1,4).
Основні технічні дані дво-, триобмоткових трансформаторів ПС 1−6 дані в табл. 1.5.
Таблиця 1.2 Навантаження вузлів оптимального варіанта розвитку електричної мережі
Режим |
Величина |
Вузел |
||||||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
А |
||
річного максимуму навантаження |
Sн, МВА |
14 |
11 |
22 |
15 |
30 |
18 |
− |
Pн, МВт |
13,02 |
10,23 |
20,46 |
13,95 |
27,90 |
16,74 |
− |
|
Qн, Мвар |
5,15 |
4,04 |
8,09 |
5,51 |
11,03 |
6,62 |
− |
|
Sс, МВА |
− |
11 |
− |
15 |
− |
− |
− |
|
Pс, МВт |
− |
9,79 |
− |
13,35 |
− |
− |
− |
|
Qс, Мвар |
− |
5,02 |
− |
6,84 |
− |
− |
− |
|
Sв, МВА |
14 |
22 |
22 |
30 |
30 |
18 |
40 |
|
Pв, МВт |
13,02 |
20,02 |
20,46 |
27,30 |
27,90 |
16,74 |
34 |
|
Qв, Мвар |
5,15 |
9,06 |
8,09 |
12,35 |
11,03 |
6,62 |
21,07 |
|
мінімуму навантаження |
Sннм, МВА |
5,60 |
5,50 |
11 |
6 |
12 |
9 |
− |
Рннм, МВт |
5,21 |
5,12 |
10,23 |
5,58 |
11,16 |
8,37 |
− |
|
Qннм, Мвар |
2,06 |
2,02 |
4,05 |
2,20 |
4,41 |
3,31 |
− |
|
Sснм, МВА |
− |
4,40 |
− |
7,5 |
− |
− |
− |
|
Рснм, МВт |
− |
3,92 |
− |
6,68 |
− |
− |
− |
|
Qснм, Мвар |
− |
2,01 |
− |
3,42 |
− |
− |
− |
|
Sвнм, МВА |
5,60 |
9,90 |
11 |
13,50 |
12 |
9 |
20* |
|
Рвнм, МВт |
5,21 |
9,04 |
10,23 |
12,26 |
11,16 |
8,37 |
17* |
|
Qвнм, Мвар |
2,06 |
4,03 |
4,05 |
5,62 |
4,41 |
3,31 |
10,54* |
|
після-аварійні |
Sнпа, МВА |
11,90 |
8,80 |
16,50 |
12 |
25,50 |
18 |
− |
Pнпа, МВт |
11,07 |
8,18 |
15,35 |
11,16 |
23,72 |
16,74 |
− |
|
Qнпа, Мвар |
4,38 |
3,23 |
6,07 |
4,41 |
9,38 |
6,62 |
− |
|
Sспа, МВА |
− |
8,80 |
− |
12 |
− |
− |
− |
|
Pспа, МВт |
− |
7,83 |
− |
10,68 |
− |
− |
− |
|
Qспа, Мвар |
− |
4,02 |
− |
5,47 |
− |
− |
− |
|
Sвпа, МВА |
11,90 |
17,60 |
16,50 |
24 |
25,50 |
18 |
40 |
|
Pвпа, МВт |
11,07 |
16,02 |
15,35 |
21,84 |
23,72 |
16,74 |
34 |
|
Qвпа, Мвар |
4,38 |
7,25 |
6,07 |
9,88 |
9,38 |
6,62 |
21,07 |
|
*) kнм = 0,5.
Таблиця 1.3 Розрахункові дані ліній електричної мережі
Величина |
Лінії |
|||||||
Б-3 |
3-4 |
4-5 |
А-5 |
А-1 |
1-2 |
Б-2 |
Б-6 |
|
L, км |
22,5 |
31,3 |
26,3 |
19,4 |
25,6 |
38,1 |
22,5 |
19,4 |
nцеп (F), шт.(мм2) |
1(240/32) |
1(240/32) |
1(240/32) |
1(240/32) |
1(240/32) |
1(240/32) |
1(240/32) |
2(240/32) |
Rл, Ом |
2,7 |
3,76 |
3,16 |
2,33 |
3,07 |
4,57 |
2,7 |
2,33* |
Хл, Ом |
9,11 |
12,68 |
10,65 |
7,86 |
10,37 |
15,43 |
9,11 |
7,86* |
Qл, Мвар |
0,844 |
1,174 |
0,986 |
0,728 |
0,96 |
1,429 |
0,844 |
0,728* |
*) на один ланцюг
Рисунок 1.1 – Схема заміщення ліній електричної мережі 110 кВ
Таблиця 1.4 Вибір трансформаторів (nт = 2) ПС 110 кВ електричної мережі
ПС |
Sнб, МВА |
Sпа, МВА |
Sнб / 2 МВА |
Sпа / 1,4 МВА |
Sн.т, МВА |
Тип трансформатора |
kнор, відн. од. |
kпа, відн. од. |
1 |
14 |
11,9 |
7 |
8,5 |
10 |
ТДН-10000/110 |
0,70 |
1,19 |
2 |
22 |
17,6 |
11 |
12,6 |
16 |
ТДТН-16000/110 |
0,69 |
1,10 |
3 |
22 |
16,5 |
11 |
11,8 |
16 |
ТДН-16000/110 |
0,69 |
1,03 |
4 |
30 |
24 |
15 |
17,1 |
25 |
ТДТН-25000/110 |
0,60 |
0,96 |
5 |
30 |
25,5 |
15 |
18,2 |
25 |
ТРДН-25000/110 |
0,60 |
1,02 |
6 |
18 |
18 |
9 |
12,9 |
16 |
ТДН-16000/110 |
0,56 |
1,13 |
Таблиця 1.5 Основні технічні дані трансформаторів ПС електричної мережі
ПС |
Тип трансформатора |
Межі регулювання |
Uн.в, кВ |
Uн.с, кВ |
Uн.н, кВ |
uк.в-с, % |
uк.в-н (uк), % |
uк.с-н, % |
1 |
ТДН-10000/110 |
9х1,78 % |
115 |
− |
11 |
− |
10,5 |
− |
2 |
ТДТН-16000/110 |
9х1,78 % 2х2,5 % |
115 |
38,5 |
10,5 |
10,5 |
17 |
6 |
3 |
ТДН-16000/110 |
9х1,78 % |
115 |
− |
11 |
− |
10,5 |
− |
4 |
ТДТН-25000/110 |
9х1,78 % 2х2,5 % |
115 |
38,5 |
10,5 |
10,5 |
17,5 |
6,5 |
5 |
ТРДН-25000/110 |
9х1,78 % |
115 |
− |
10,5 |
− |
10,5 |
− |
6 |
ТДН-16000/110 |
9х1,78 % |
115 |
− |
11 |
− |
10,5 |
− |
Продовження таблиці 1.5
ПС |
Pх, кВт |
Pк, кВт |
Qх, квар |
Rв (Rт), Ом |
Rс, Ом |
Rн, Ом |
Xв (Xт), Ом |
Xс, Ом |
Xн, Ом |
Gт, 10-6 См |
Bт, 10-6 См |
1 |
14 |
60 |
70 |
7,95 |
− |
− |
139 |
− |
− |
1,06 |
5,29 |
2 |
23 |
100 |
160 |
2,6 |
2,6 |
2,6 |
88,9 |
0 |
52 |
1,74 |
12,1 |
3 |
19 |
85 |
112 |
4,38 |
− |
− |
86,7 |
− |
− |
1,44 |
8,47 |
4 |
31 |
140 |
175 |
1,5 |
1,5 |
1,5 |
56,9 |
0 |
35,7 |
2,34 |
13,23 |
5 |
27 |
120 |
175 |
2,54 |
− |
− |
55,9 |
− |
− |
2,04 |
13,23 |
6 |
19 |
85 |
112 |
4,38 |
− |
− |
86,7 |
− |
− |
1,44 |
8,47 |
Визначення числа включених трансформаторів ПС у режимі мінімуму електричних навантажень виконано по співвідношеннях(табл. 1.6):
nт = 1 при Sразрнм < Sкрит; nт = 2 при Sразрнм > Sкрит, (1.17)
де Sкрит = Sн.т ∙ (2 ∙ Рх / Рк); Sразрнм = [(Sннм)2 + (Sннм ∙ Sснм) + (Sснм)2].
Таблиця 1.6 Визначення числа включених трансформаторів ПС у режимі мінімуму електричного навантаження
ПС |
Sн.т, МВА |
Pх, кВт |
Pк, кВт |
Sкрит, МВА |
Sрасчнм, МВА |
nт, шт. |
1 |
10 |
14 |
60 |
6,83 |
5,60 |
1 |
2 |
16 |
23 |
100 |
10,85 |
8,59 |
1 |
3 |
16 |
19 |
85 |
10,70 |
11 |
2 |
4 |
25 |
31 |
140 |
16,64 |
11,71 |
1 |
5 |
25 |
27 |
120 |
16,77 |
12 |
1 |
6 |
16 |
19 |
85 |
10,70 |
9 |
1 |
Для заданої в вузлі "А" КЕС 110−330 кВ із генераторами 4x200 + 2x300 МВт на основі даних [6] на стороні 110 кВ прийнята схема ВРП «Дві робочі і обхідна система шин» (шифр схеми 110-8), а на стороні 330 кВ − «Півтора вимикача на приєднання» (шифр схеми 330-11). Зв'язок ВРП 110−330 кВ здійснюється автотрансформаторами зв'язку 2 x 200 МВА.
Основні технічні дані турбогенераторів КЕС 110−330 кВ приведені в табл.1.7.
Основні технічні дані двухобмоточных підвищувальних трансформаторів КЕС 110−330 кВ приведені в табл. 1.8.
Основні технічні дані автотрансформаторів зв'язку КЕС 110−330 кВ приведені в табл. 1.9.
Таблиця 1.7 Основні технічні дані турбогенераторів КЕС 110−330 кВ
Тип |
Pн.г, МВт |
Uн.г, кВ |
Xd ', відн. од. |
Xd ', відн. од |
Xd, відн. од. |
X2, відн. од |
X0, відн. од. |
ТВВ-200-2а |
200 |
0,85 |
15,75 |
0,18 |
0,272 |
2,106 |
0,22 |
ТГВ-300W |
300 |
0,85 |
20 |
0,195 |
0,3 |
2,195 |
0,238 |
Примітка. соsг = 0,85.
Таблиця 1.8 Основні технічні дані двухобмоточных підвищувальних трансформаторів КЕС 110−330 кВ
Тип |
Uн.в, кВ |
Uн.н, кВ |
uк, % |
Pх, кВт |
Pк, кВт |
Qх, квар |
Rт, Ом |
Xт, Ом |
Gт, 10-6 См |
Bт, 10-6 См |
ТДЦ-250000/110 |
121 |
15,75 |
10,5 |
200 |
640 |
1250 |
0,15 |
6,1 |
13,66 |
85,38 |
ТДЦ-400000/330 |
347 |
20 |
11 |
365 |
810 |
1600 |
0,6 |
33 |
3,03 |
13,29 |
Таблиця 1.9 Основні технічні дані автотрансформаторів зв'язки КЕС 110−330 кВ
Тип |
Uн.в, кВ |
Uн.с, кВ |
Uн.н, кВ |
uк.в-с, % |
uк.в-н, % |
uк.с-н, % |
АТДЦТН-200000/330/110 |
330 |
115 |
38,5 |
10 |
34 |
22,5 |
Продовження таблиці 1.9
DPх, кВт |
DPк, кВт |
DQх, квар |
Rв, Ом |
Rс, Ом |
Rн, Ом |
Xв, Ом |
Xс, Ом |
Xн, Ом |
Gт, 10-6См |
Bт, 10-6См |
180 |
600 |
1000 |
0,8 |
0,8 |
2 |
58,5 |
0 |
126,6 |
1,65 |
9,18 |
Приведення навантаження дво-, триобмоткових трансформаторів ПС до сторони ВН виконано по формулах (табл. 1.10, 1.11):
1) двообмоткові трансформатори (рис. 1.2)
Sв' = Sн + ΔSт = (Pн + jQн) + (ΔPт + jΔQт); (1.18)
Sв = Sв' + ΔSх ∙ nт = (Pв' + jQв') + (ΔPх + jΔQх) ∙ nт; (1.19)
ΔSт = [(Pн2 + Qн2) / Uном2] ∙ [(Rт + jXт) / nт]. (1.20)
Рисунок 1.2 – Схема заміщения вузла електричної мережі (Uном 220 кВ)
з двообмотковими трансформаторами на ПС
2) триобмоткові трансформатори (рис. 1.3)
Sн' = Sн + ΔSн = (Pн + jQн) + (ΔPн + jΔQн); (1.21)
Sс' = Sс + ΔSс; = (Pс + jQс) + (ΔPс + jΔQс); (1.22)
Sв'' = Sн' + Sс'; = (Pн' + jQн') + (Pс' + jQс'); (1.23)
Sв' = Sв'' + ΔSв; = (Pв'' + jQв'') + (ΔPв + jΔQв); (1.24)
Sв = Sв' + ΔSх ∙ nт; = (Pв' + jQв') + (ΔPх + jΔQх) ∙ nт; (1.25)
ΔSн = [(Pн2 + Qн2) / Uном2] ∙ [(Rн + jXн) / nт]; (1.26)
ΔSс = [(Pс2 + Qс2) / Uном2] ∙ [(Rс + jXс) / nт]; (1.27)
ΔSв = [(Pв''2 + Qв''2) / Uном2] ∙ [(Rв + jXв)/nт]. (1.28)
Рисунок 1.3 – Схема заміщения вузла електричної мережі (Uном 220 кВ)
з триобмотковими трансформаторами на ПС
Розрахункове навантаження вузлів визначене по формулі:
Sр = Sв – jΣQзар / 2 = Pв + j(Qв − jΣQзар / 2). (1.29)
Таблиця 1.10 Приведення навантажень двообмоткових трансформаторів ПС 110 кВ до вищої сторони і визначення розрахункових навантажень вузлів
Вузел |
Режим |
Sн, МВА |
∆Sт, МВА |
Sв', МВА |
Sв, МВА |
Sр, МВА |
1 |
макс. (nт = 2) |
13,02 + j5,15 |
0,064 + j1,13 |
13,08 + j6,28 |
13,11 + j6,42 |
13,11 + j5,22 |
мін. (nт = 1) |
5,21 + j2,06 |
0,021 + j0,36 |
5,23 + j2,42 |
5,24 + j2,49 |
5,24 + j1,30 |
|
ПА (nт = 2) |
13,02 + j5,15 |
0,064 + j1,13 |
13,08 + j6,28 |
13,11 + j6,42 |
13,11 + j5,22 |
|
3 |
макс. (nт = 2) |
20,46 + j8,09 |
0,088 + j1,73 |
20,55 + j9,82 |
20,59 + j10,05 |
20,59 + j9,02 |
мін. (nт = 2) |
10,23 + j4,05 |
0,022 + j0,43 |
10,25 + j4,48 |
10,29 + j4,71 |
10,29 + j3,68 |
|
ПА (nт = 2) |
15,35 + j6,07 |
0,049 + j0,98 |
15,40 + j7,05 |
15,44 + j7,27 |
15,44 + j6,69 |
|
5 |
макс. (nт = 2) |
27,90 + j11,03 |
0,094 + j2,08 |
27,99 + j13,11 |
28,05 + j13,46 |
28,05 + j12,60 |
мин. (nт = 1) |
11,16 + j4,41 |
0,030 + j0,67 |
11,19 + j5,06 |
11,22 + j5,25 |
11,22 + j4,39 |
|
ПА (nт = 2) |
27,90 + j11,03 |
0,094 + j2,08 |
27,99 + j13,11 |
28,05 + j13,46 |
28,05 + j12,60 |
|
6 |
макс. (nт = 2) |
16,74 + j6,62 |
0,058 + j1,16 |
16,80 + j7,78 |
16,84 + j8,0 |
16,84 + j7,28 |
мин. (nт = 1) |
8,37 + j3,31 |
0,029 + j0,58 |
8,40 + j3,89 |
8,42 + j4,0 |
8,42 + j3,27 |
|
ПА (nт = 2) |
16,74 + j6,62 |
0,058 + j1,16 |
16,80 + j7,78 |
16,84 + j8,0 |
16,84 + j7,64 |
|
А |
макс. |
−−− |
−−− |
−−− |
34 + j21,07 |
34 + j21,91 |
мин. |
−−− |
−−− |
−−− |
17 + j10,54 |
17 + j11,42 |
|
ПА |
−−− |
−−− |
−−− |
34 + j21,07 |
34 + j21,91 |
Таблиця 1.11 Приведення навантажень триобмоткових трансформаторів ПС 110 кВ до вищої сторони і визначення розрахункових навантажень вузлів
Вузел |
Режим |
Sн, МВА |
DSн, МВА |
Sн', МВА |
Sс, МВА |
DSс, МВА |
Sс', МВА |
2 |
макс. (nт = 2) |
10,23 + j4,04 |
0,013 + j0,26 |
10,24 + j4,30 |
9,79 + j5,02 |
0,013 + j0 |
9,80 + j5,02 |
мин. (nт = 1) |
5,12 + j2,02 |
0,007 + j0,13 |
5,13 + j2,15 |
3,92 + j2,01 |
0,004 + j0 |
3,92 + j2,01 |
|
ПА (nт = 2) |
10,23 + j4,04 |
0,013 + j0,26 |
10,24 + j4,30 |
9,79 + j5,02 |
0,013 + j0 |
9,80 + j5,02 |
|
4 |
макс. (nт = 2) |
13,95 + j5,51 |
0,014 + j0,33 |
13,96 + j5,84 |
13,35 + j6,84 |
0,014 + j0 |
13,36 + j6,84 |
мин. (nт = 1) |
5,58 + j2,20 |
0,004 + j0,11 |
5,58 + j2,31 |
6,68 + j3,42 |
0,007 + j0 |
6,69 + j3,42 |
|
ПА (nт = 2) |
13,95 + j5,51 |
0,014 + j0,33 |
13,96 + j5,84 |
13,35 + j6,84 |
0,014 + j0 |
13,36 + j6,84 |
Продовження таблиці 1.11
Узел |
Режим |
Sв'', МВА |
DSв, МВА |
Sв', МВА |
Sв, МВА |
Sр, МВА |
2 |
макс. (nт = 2) |
20,04 + j9,32 |
0,054 + j1,84 |
20,09 + j11,16 |
20,14 + j11,48 |
20,14 + j10,34 |
мин. (nт = 1) |
9,05 + j4,16 |
0,022 + j0,74 |
9,07 + j4,90 |
9,09 + j5,06 |
9,09 + j3,93 |
|
ПА (nт = 2) |
20,04 + j9,32 |
0,054 + j1,84 |
20,09 + j11,16 |
20,14 + j11,48 |
20,14 + j10,34 |
|
4 |
макс. (nт = 2) |
27,32 + j12,68 |
0,056 + j2,13 |
27,38 + j14,81 |
27,44 + j15,16 |
27,44 + j14,08 |
мин. (nт = 1) |
12,27 + j5,73 |
0,023 + j0,86 |
12,29 + j6,59 |
12,32 + j6,77 |
12,32 + j5,69 |
|
ПА (nт = 2) |
27,32 + j12,68 |
0,056 + j2,13 |
27,38 + j14,81 |
27,44 + j15,16 |
27,44 + j14,08 |
Визначення параметрів режиму річного максимуму електричного навантаження виконано методом ітерацій у три етапи. На першому етапі, при допущенні відсутності втрат потужності на ділянках і рівності номінальних напруг у вузлах, визначені потоки потужності на головних ділянках по формулах методу розщеплення мережі, використовуваного для розрахунків слабонеоднородных мереж. Потужність на інших вузлах мережі обчислювалася по першому законі Кирхгофа. На другому етапі, при допущенні рівності номінальних напруг у вузлах, визначені потоки потужності на ділянках мережі з урахуванням утрат. Розрахунок виконаний від електрично найбільш вилученої від джерела "Б" вузла "А" (однієї з крапок потокораздела). На третьому етапі, при заданій напрузі джерела UБ = 1,1 ∙ Uном.в, визначені напруги у вузлах.
В
изначення
параметрів режиму мінімуму
електричного навантаження виконано
методом ітерацій у два. На першому етапі,
при допущенні відсутності втрат
потужності на ділянках і рівності
номінальних напруга у вузлах, визначені
потоки потужності на ділянках. На другому
етапі при заданій напрузі джерела
живлення
UБ
= Uном.в,
визначені напруги у вузлах.
В
изначення
параметрів послеаварийних
режимів
виконано методом ітерацій у два етапи.
На першому етапі, при допущенні рівності
номінальних напруга у вузлах, визначені
потоки потужності на ділянках з
урахуванням утрат. На другому етапі,
при заданій напрузі джерела живлення
UБ = 1,1 ∙ Uном.в,
визначені напруги у вузлах.
Параметри режимів річного максимуму і мінімуму електричного навантаження, а також характерного післяаварійного режиму приведені на плакаті 1 графічної частини роботи.