4.2. Расчет режима зимнего максимума нагрузки
4.2.1. Расчет потокораспределения в сети и напряжения на подстанциях
Используя данные табл. 10 и 11, составляют упрощенную схему замещения сети с расчетными нагрузками ПС [3, с. 117, рис. 3.4].
Расчет режима электрических сетей 110 кВ и выше выполняют методами математического приближения, которые обеспечивают заданную точность расчета. Допущения, которые позволяют использовать аналитический расчет режима в распределительных сетях с Uном ≤ 35 кВ, в этих сетях дают большую погрешность.
Программы расчета обычно основаны на итерационных методах (Зейделя, Ньютона и др.). Есть итерационные методы, используемые для ручного счета. К ним относится расчет разомкнутых сетей в два этапа [3]. Примеры применения этого метода даны авторами в предыдущих изданиях [7], [8]. При сегодняшнем уровне компьютеризации использование ручного счета, даже элементов итерационного расчета, не представляется целесообразным при изучении курса электроснабжения. В данном проекте рекомендуется использовать программы расчета установившихся режимов электрической сети, в частности программу РРС-9, разработанную при участии авторов. Используемый вариант РРС-9 выполнен на базе Microsoft Excel и рекомендуется к работе, параллельной с Microsoft Word.
Для проведения расчетов по программе надо подготовить исходные матрицы для ввода информации и таблицы для записи результатов расчета. Для ввода требуется информация о конфигурации (табл. 12) и нагрузках (табл. 13) в узлах сети.
Таблица 12 ‒ Конфигурация сети
№ ветви |
Начало ветви |
Конец ветви |
R, Ом |
X, Ом |
1 |
|
|
|
|
2 |
|
|
|
|
3 |
|
|
|
|
... |
... |
... |
... |
... |
m |
|
|
|
|
Таблица 13 ‒ Нагрузки в узлах сети
№ узла |
Р, МВт |
Q, Мвар |
2 |
|
|
3 |
|
|
... |
... |
... |
n |
|
|
Особенности составления исходных данных:
• первые номера присваиваются узлам, базисным по напряжению;
• нумерация ветвей произвольна;
• выбор начала и конца ветвей произволен;
• мощности в базисных узлах не вводятся, так как они одновременно являются и балансовыми по мощности.
Результаты расчета выводятся в виде двух таблиц, дающих информацию о напряжениях в узлах (табл. 14) и потокораспределении в сети (табл. 15).
Таблица 14 ‒ Напряжения в узлах
№ узла |
Напряжение, кВ |
1 |
|
2 |
|
3 |
|
... |
... |
n |
|
Таблица 15 ‒ Потокораспределение в сети
№ ветви |
Ветвь |
Р начала, МВт |
Q начала, Мвар |
Р конца, МВт |
Q конца, Мвар |
|||
1 |
|
|
|
|
|
|||
2 |
|
|
|
|
|
|||
3 |
|
|
|
|
|
|||
... |
... |
... |
... |
... |
... |
|
||
m |
|
|
|
|
|
|
||
Потери активной мощности в сети, МВт |
∆Р = |
|
||||||
В графе "Ветвь" (табл. 15) указываются номера начала и конца ветви в порядке направления активной мощности. Под таблицей выведена информация о суммарных потерях активной мощности в линиях сети.
4.2.2. Расчет наиболее тяжелых послеаварийных режимов
Наиболее тяжелые послеаварийные режимы связанные с отключением линий при наибольших нагрузках, приводящих к наибольшим снижениям напряжения на ПС. В этих режимах существенно меняется потокораспределение и возможно появление перегруженных линий.
Совпадение аварийных отключений нескольких ВЛ в разных частях сети не рассматривают как маловероятное.
Перед началом расчета необходимо уточнить объем элементов, отключаемых средствами релейной защиты или оперативным персоналом при различных авариях. При этом необходимо иметь в виду схемы ПС и особенности конфигурации сети.
По результатам расчетов определяют потоки мощностей в линиях и сравнивают их с допустимыми, уровни напряжения на сторонах ВН и НН ПС, а результаты заносят в таблицы для послеаварийных режимов (количество таблиц определено числом рассмотренных послеаварийных режимов), составляют схемы сети при послеаварийных режимах с указанием потокораспределения и уровней напряжения.
Потокораспределение и потери напряжения в ВЛ представляют интерес только для тех участков сети, которые затронуты аварией (т.е., где меняются параметры режима по сравнению с нормальным режимом).
При выполнении расчетов потокораспределения на ЭВМ, в частности по программе РРС-9, целесообразно совмещать расчеты послеаварийных режимов с расчетами режимов нормальной работы сети.
Работа с программой РРС-9 продемонстрирована на примере выполнения расчетов режима наибольших нагрузок и послеаварийного режима.
Пример 8. Выполнить расчет режима оптимального варианта развития сети (ІІ вариант) при расчетных нагрузках и сопротивлениях линий, определенных в примере 7.
В схему ІІ варианта (рис. 7) введем нумерацию ветвей: ЦП (базисный узел) ‒ 1; ПС1 ‒ 6; ПС2 ‒ 2; ПС3 ‒ 3; ПС4 ‒ 4; ПС5 ‒ 5.
Для этой схемы, используя данные из табл. 10.1, составляем таблицу конфигурации сети (табл. 12.1), в которой учитываем все ветви схемы электрических соединений с целью обеспечения возможности проведения расчетов послеаварийных режимов.
Рис. 7. Схема оптимального варианта
Расчетные нагрузки, полученные в табл. 11.1, сводим в табл. 13.1.
Таблица 12.1 ‒ Конфигурация сети
Номер ветви |
Начало ветви |
Конец ветви |
R, Ом |
X, Ом |
1 |
1 |
3 |
10,46 |
17,93 |
2 |
1 |
2 |
4,48 |
7,68 |
3 |
1 |
2 |
4,48 |
7,68 |
4 |
2 |
5 |
5,68 |
9,74 |
5 |
2 |
5 |
5,68 |
9,74 |
6 |
1 |
4 |
3,74 |
12,64 |
7 |
1 |
4 |
3,74 |
12,64 |
8 |
4 |
6 |
4,04 |
13,6 |
9 |
4 |
6 |
4,04 |
13,6 |
Таблица 13.1 ‒ Нагрузки в узлах сети
Номер узла |
Р, МВт |
Q, Мвар |
2 |
45,88 |
0 |
3 |
25,86 |
0 |
4 |
15,7 |
0 |
5 |
5,85 |
0 |
6 |
7,35 |
0 |
Подготовленные исходные данные используем для расчета по программе РРС-9. Программа выполнена в Microsoft Excel на 5-ти листах. На лист 1 программы вводятся общие параметры конфигурации сети (рис. 8).
|
|
|
|
|
|
Параметры конфигурации сети |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Общее кол-во узлов |
6 |
|
|
|
Кол-во ветвей |
9 |
|
|
|
Кол-во базисных узлов |
1 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
||
Рис. 8. Лист 1 Microsoft Excel
Нажатие кнопки Enter производит переключение на лист 2, где уже заготовлены таблицы с форматами, которые определены общими параметрами конфигурации сети (рис. 9).
На листе 2 следует заполнить таблицу "Напряжения базисных узлов" и через буфер перенести значения таблиц 12.1 и 13.1 в таблицы "Параметры ветвей сети", "Параметры нагрузок небазисных узлов".
Расчет выполняется при нажатии кнопки Enter. Результаты расчета приведены на листе 3 (рис. 10). Напряжения даны в кВ, мощности ‒ в МВт и Мвар. В конце таблиц выведены значения суммарных потерь активной мощности (МВт) в линиях электрической сети.
Программа предусматривает возможность более подробногоизучения исследования параметров режима в узлах (рис. 11) и в ветвях (рис. 12) схемы сети.
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||||||
Напряжения базисных узлов |
|
Параметры ветвей сети |
|
|
Параметры нагрузок небазисных узлов |
|
|
|
|||||||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||||||
№ баз. узла |
Re(Uб), кВ |
Im(Uб), кВ |
|
Номер ветви |
Номер начала узла |
Номер конца узла |
R, Ом |
X, Ом |
|
|
Номер узла |
Re(Sнагр), МВт |
Im(Sнагр), Мвар |
|
|
|
|||||||||||||
1 |
117 |
0 |
|
1 |
1 |
3 |
10,46 |
17,93 |
|
|
2 |
45,88 |
21,53 |
|
|
|
|||||||||||||
|
|
|
|
2 |
1 |
2 |
4,48 |
7,67 |
|
|
3 |
25,68 |
11,34 |
|
9E+34 |
9E+34 |
|||||||||||||
|
|
|
|
3 |
1 |
2 |
4,48 |
7,67 |
|
|
4 |
15,7 |
3,9 |
|
|
|
|||||||||||||
|
|
|
|
4 |
2 |
5 |
5,68 |
9,74 |
|
|
5 |
5,85 |
1,63 |
|
|
|
|||||||||||||
|
|
|
|
5 |
2 |
5 |
5,68 |
9,74 |
|
|
6 |
7,35 |
1,72 |
|
|
|
|||||||||||||
|
|
|
|
6 |
1 |
4 |
3,74 |
12,64 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||||||
|
|
|
|
7 |
1 |
4 |
3,74 |
12,64 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||||||
|
|
|
|
8 |
4 |
6 |
4,04 |
13,6 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||||||
|
|
|
|
9 |
4 |
6 |
4,04 |
13,6 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||||||
Рис. 9. Лист 2 Microsoft Excel
|
|
|
|
|
|
|||
|
Номер узла |
Напряжение |
|
|
|
|||
|
1 |
117 |
|
|
|
|||
|
2 |
115,22 |
|
|
|
|||
|
3 |
112,78 |
|
|
|
|||
|
4 |
116,32 |
|
|
|
|||
|
5 |
115,00 |
|
|
|
|||
|
6 |
116,09 |
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|||
Номер ветви |
Ветвь |
Р начала |
Q начала |
Р конца |
Q конца |
|||
1 |
1 - 3 |
26,328 |
12,451 |
25,680 |
11,340 |
|||
2 |
1 - 2 |
26,140 |
12,051 |
25,869 |
11,587 |
|||
3 |
1 - 2 |
26,140 |
12,051 |
25,869 |
11,587 |
|||
4 |
2 - 5 |
2,929 |
0,822 |
2,925 |
0,815 |
|||
5 |
2 - 5 |
2,929 |
0,822 |
2,925 |
0,815 |
|||
6 |
1 - 4 |
11,568 |
2,956 |
11,529 |
2,824 |
|||
7 |
1 - 4 |
11,568 |
2,956 |
11,529 |
2,824 |
|||
8 |
4 - 6 |
3,679 |
0,874 |
3,675 |
0,860 |
|||
9 |
4 - 6 |
3,679 |
0,874 |
3,675 |
0,860 |
|||
|
|
|
|
|
|
|||
|
Потери активной мощности в сети |
∆Р= |
0 |
|||||
|
|
|
|
|
|
|||
Рис. 10. Лист 3 Microsoft Excel
|
|
|
|
|
|
|
||
Параметры узлов |
|
|
|
|
||||
№ узла |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
||
U, кВ |
117 |
115,22 |
112,78 |
116,32 |
115,00 |
116,09 |
||
Re(Sнагр), МВт |
|
45,88 |
25,68 |
15,7 |
5,85 |
7,35 |
||
Im(Sнагр), мвар |
|
21,53 |
11,34 |
3,9 |
1,63 |
1,72 |
||
|
|
|
|
|
|
|
||
Рис. 11. Лист "Параметры узлов"
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
Параметры ветвей |
|
|
|
|
|
|
|
||||
№ ветви |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
||
№ нач. - № кон. |
1 - 3 |
1 - 2 |
1 - 2 |
2 - 5 |
2 - 5 |
1 - 4 |
1 - 4 |
4 - 6 |
4 - 6 |
||
Pн, МВт |
26,33 |
26,14 |
26,14 |
2,93 |
2,93 |
11,57 |
11,57 |
3,68 |
3,68 |
||
Qн, Мвар |
12,45 |
12,05 |
12,05 |
0,82 |
0,82 |
2,96 |
2,96 |
0,87 |
0,87 |
||
Sн, МВА |
29,12 |
28,78 |
28,78 |
3,04 |
3,04 |
11,94 |
11,94 |
3,78 |
3,78 |
||
Pк, MВт |
25,68 |
25,87 |
25,87 |
2,93 |
2,93 |
11,53 |
11,53 |
3,68 |
3,68 |
||
Qк, Mвар |
11,34 |
11,59 |
11,59 |
0,81 |
0,81 |
2,82 |
2,82 |
0,86 |
0,86 |
||
dPк, Мвт |
0,65 |
0,27 |
0,27 |
0,00 |
0,00 |
0,04 |
0,04 |
0,00 |
0,00 |
||
Iф, кА |
143,7 |
142,0 |
142,04 |
15,2 |
15,2 |
58,9 |
58,9 |
18,8 |
18,8 |
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
Рис. 12. Лист "Параметры ветвей"
Результаты расчетов через буфер заносят в табл. 14 и табл. 15. В примере это табл. 14.1 и табл. 15.1.
Таблица 14.1 ‒ Напряжения в узлах в режиме максимальных нагрузок
Номер узла |
Напряжение, кВ |
1 |
117 |
2 |
115,22 |
3 |
112,78 |
4 |
116,32 |
5 |
115,00 |
6 |
116,09 |
Таблица 15.1 ‒ Потокораспределение в режиме максимальных нагрузок
Номер ветви |
Ветвь |
Р начала, МВт |
Q начала, Мвар |
Р конца, МВт |
Q конца, Мвар |
||
1 |
1 ‒ 3 |
26,328 |
12,451 |
25,680 |
11,340 |
||
2 |
1 ‒ 2 |
26,140 |
12,051 |
25,869 |
11,587 |
||
3 |
1 ‒ 2 |
26,140 |
12,051 |
25,869 |
11,587 |
||
4 |
2 ‒ 5 |
2,929 |
0,822 |
2,925 |
0,815 |
||
5 |
2 ‒ 5 |
2,929 |
0,822 |
2,925 |
0,815 |
||
6 |
1 ‒ 4 |
11,568 |
2,956 |
11,529 |
2,824 |
||
7 |
1 ‒ 4 |
11,568 |
2,956 |
11,529 |
2,824 |
||
8 |
4 ‒ 6 |
3,679 |
0,874 |
3,675 |
0,860 |
||
9 |
4 ‒ 6 |
3,679 |
0,874 |
3,675 |
0,860 |
||
Потери активной мощности в сети, МВт |
∆Р = |
1,27 |
|||||
Отклонение
напряжений в узлах схемы не превышает
диапазона регулирования устройств РПН
(
16
%), перегруженных линий нет (приложение
П.9). В нормальном режима спроектированная
схем работоспособна.
Проверяем работоспособность схемы в послеаварийных режимах. Таких режимов в сети может быть два (см. рис. 7): отключение одной цепи ВЛ 1-2-5 или отключение одной цепи ВЛ 1-4-6. Совмещение аварий при проектировании электрических сетей не рассматривают. В то же время, расчет этих двух режимов можно совместить, так как ВЛ 1-2-5 и ВЛ 1-4-6 подключены к базисному узлу и поэтому режимы их работы не имеют взаимного влияния.
Расчет послеаварийных режимов производится путем введения в отключаемые ветви сети несоизмеримо высоких активных и реактивных сопротивлений. Для этой цели на листе 2 (см. рис. 9) предусмотрены два больших числа (9·1034), которые через буфер можно ввести в соответствующие ячейки таблицы "Параметры ветвей сети" (рис. 13). Остальная работа с программой аналогична работе в нормальном режиме.
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Параметры ветвей сети |
|
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Номер ветви |
Номер начала узла |
Номер конца узла |
R, Ом |
X, Ом |
|
|
|
1 |
1 |
3 |
10,46 |
17,93 |
|
|
|
2 |
1 |
2 |
4,48 |
7,67 |
|
|
|
3 |
1 |
2 |
#### |
#### |
|
|
|
4 |
2 |
5 |
5,68 |
9,74 |
|
|
|
5 |
2 |
5 |
#### |
#### |
|
|
|
6 |
1 |
4 |
3,74 |
12,64 |
|
|
|
7 |
1 |
4 |
#### |
#### |
|
|
|
8 |
4 |
6 |
4,04 |
13,6 |
|
|
|
9 |
4 |
6 |
#### |
#### |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Рис. 13. Введение отключения ветвей
Результаты расчетов послеаварийных режимов приведены по напряжению в узлах в табл. 14.2, по потокам мощностей в табл. 15.2.
Таблица 14.2 ‒ Напряжения в узлах в послеаварийных режимах
№ узла |
Напряжение, кВ |
1 |
117 |
2 |
113,36 |
3 |
112,78 |
4 |
115,61 |
5 |
112,92 |
6 |
115,15 |
Таблица 15.2 ‒ Потокораспределение в послеаварийных режимах
№ ветви |
Ветвь |
Р начала, МВт |
Q начала, Мвар |
Р конца, МВт |
Q конца, Мвар |
1 |
1 ‒ 3 |
26,328 |
12,451 |
25,680 |
11,340 |
2 |
1 ‒ 2 |
52,867 |
25,107 |
51,746 |
23,188 |
3 |
1 ‒ 2 |
0,000 |
0,000 |
0,000 |
0,000 |
4 |
2 ‒ 5 |
5,866 |
1,658 |
5,850 |
1,630 |
5 |
2 ‒ 5 |
0,000 |
0,000 |
0,000 |
0,000 |
6 |
1 ‒ 4 |
23,225 |
6,212 |
23,067 |
5,678 |
7 |
1 ‒ 4 |
0,000 |
0,000 |
0,000 |
0,000 |
8 |
4 ‒ 6 |
7,367 |
1,778 |
7,350 |
1,720 |
9 |
4 ‒ 6 |
0,000 |
0,000 |
0,000 |
0,000 |
Отклонение напряжений в узлах схемы не превышает диапазона регулирования устройств РПН, перегруженных линий нет. В послеаварийных режимах спроектированная схема работоспособна.
4.2.3. Регулирование напряжения
Задачей данного подраздела является обеспечение выполнения требований по качеству электроэнергии в отношении допускаемых отклонений напряжения у потребителя. Требования по отклонению напряжения обеспечивают встречное регулирование, осуществляемое в центрах питания распределительной сети, которыми являются шины вторичного напряжения приемных подстанций питающей сети.
Встречное регулирование напряжения обеспечивает повышение напряжения при увеличении нагрузки и снижение напряжения при ее уменьшении. Если расчеты распределительной сети не проводятся (рассматриваемый случай), то пределы регулирования определяются следующими требованиями: в режиме наибольших нагрузок в центре питания распределительной сети необходимо обеспечивать напряжение на 5 % выше номинального, в режиме наименьших нагрузок ‒ не выше номинального; в послеаварийных режимах допускается увеличение отклонения напряжения (по модулю) на 5 %. Таким образом, желаемое отклонение напряжения в режиме наибольших нагрузок составляет 5 %.
Желаемое напряжение на шинах НН ПС определяется по формуле
U2 ЖЕЛ = 1,05·U2 НОМ. (58)
Основным средством регулирования напряжения в системах электроснабжения являются трансформаторы с устройствами регулирования напряжения под нагрузкой (РПН), для которых в справочниках приводятся сведения о пределах регулирования [6, с. 280, 284].
Для
трансформаторов с РПН надо уметь
рассчитывать номер ответвления и тем
самым оценивать возможность регулирования
напряжения на ПС. Схему замещения
трансформатора представляют в виде
его полного сопротивления и идеального
трансформатора (рис. 14).
Желаемый коэффициент трансформации
реальный коэффициент трансформации
В этих формулах:
‒ напряжение на стороне НН, приведенное
к стороне ВН;
‒ желаемое напряжение на низкой стороне
трансформатора;
и
‒ номинальные напряжения трансформатора;
n ‒ номер ответвления
РПН трансформатора;
‒ шаг регулирования РПН, %.
Получить напряжение на стороне НН, равное желаемому, можно при условии, что Кжел = Кт или
Из этого условия находим расчетное значение номера ответвления
Расчет для определения регулировочной возможности трансформатора на i-й ПС производят в следующем порядке.
Находят потерю напряжения в трансформаторе и по формулам
где
– напряжение на шинах ВН соответствующей
подстанции, полученное по результатам
расчета установившихся режимов; nтi
– количество работающих трансформаторов
на ПС.
По формуле (62) определяют расчетное
ответвление устройства РПН
,
которое округляют до стандартного
ближайшего значения
.
По формуле (60) находят действительное значение коэффициента трансформации Ктi, после чего определяют действительное значение напряжения на шинах НН:
На подстанциях, где расчетное значение (62) ступени регулирования nрасч меньше или равно предельной (по модулю), диапазон регулирования достаточен. Если это условие не выполняется, то диапазона регулирования не хватает. В режиме наибольших нагрузок напряжение будет ниже желаемого (U2 Дi < U2желi), в режиме наименьших – выше желаемого (U2 Дi > U2желi). В этом случае определяют отклонения напряжения:
где
‒
номинальное напряжение сети со стороны
НН ПС.
Результаты расчетов, позволившие
выбрать соответствующие ступени
регулирования
трансформаторов каждой из подстанций
и определить действительные напряжения
на шинах низкого напряжения подстанций,
вносят в табл. 16.
Дальше производят оценку достаточности регулировочного диапазона трансформатора путем сопоставления полученных в расчете значений напряжения на стороне НН подстанций U2Дi с желаемым для этого режима напряжением U2жел, проверяют возможность повышения напряжения в ЦП или рассматривают вопрос об установке дополнительных батарей КУ на стороне НН тех ПС, где напряжение ниже желаемого.
Таблица 16 ‒ Регулирование напряжения в режиме зимнего максимума. Уровни напряжения на шинах ПС
№ п/п |
Расчетная величина |
Ед. изм. |
Обозн. |
Подстанции |
||
1 |
... |
N |
||||
1 |
Тип трансформаторов |
‒ |
‒ |
|
|
|
2 |
Количество трансформаторов |
‒ |
nтi |
|
|
|
3 |
Активное сопротивление обмоток трансформатора |
Ом |
Rтi |
|
|
|
4 |
Реактивное сопротивление обмоток трансформатора |
Ом |
Xтi |
|
|
|
5 |
Наибольшая активная нагрузка на стороне НН ПС |
МВт |
Pni |
|
|
|
6 |
Наибольшая реактивная нагрузка на стороне НН ПС с учетом мощности КУ |
Мвар |
Qni |
|
|
|
7 |
Напряжение на стороне ВН ПС |
кВ |
U1i |
|
|
|
8 |
Потери напряжения в трансформаторах |
кВ |
ΔUтi |
|
|
|
9 |
Напряжение на стороне НН трансформаторов, приведенное к стороне ВН |
кВ |
|
|
|
|
10 |
Номинальное напряжение обмотки на стороне ВН трансформаторов |
кВ |
U1т ном i |
|
|
|
11 |
Номинальное напряжение обмотки на стороне НН трансформаторов |
кВ |
U2т ном i |
|
|
|
12 |
Желаемое напряжение на шинах НН ПС |
кВ |
U2жел i |
|
|
|
13 |
Расчетная ступень регулирования |
– |
nрасч i |
|
|
|
14 |
Фактическая ступень регулирования |
– |
nрег i |
|
|
|
15 |
Действительный коэффициент трансформации |
– |
Ктi |
|
|
|
16 |
Напряжение на стороне НН ПС |
кВ |
U2Дi |
|
|
|
17 |
Отклонение напряжения |
% |
Vi |
|
|
|
Расчет по определению регулировочной
способности РПН в послеаварийных
режимах выполняется аналогично расчету
в режиме наибольших нагрузок. Единственное
отличие заключается в том, что при том
же желаемом напряжении на стороне НН
допускается снижение действительного
напряжения на 5% до
.
Например, если бы расчет в примере и
выполнялся для послеаварийного режима,
то
на ПС1 удовлетворяло бы требованиям по
качеству электроэнергии.
Напряжение в ЦП принимают по данным из задания. Если устройства РПН не могут обеспечить условия встречного регулирования на шинах вторичного напряжения подстанций, следует рекомендовать способы обеспечения качества электроэнергии: увеличение напряжения в ЦП, изменение мест включения или установку дополнительных КУ и др.
Пример 9. Определить возможность регулирования напряжения на ПС5 в режиме наибольших нагрузок и в послеаварийном режиме. Исходные данные по трансформаторам (тип и количество на ПС, нагрузки, напряжения на шинах 110 кВ, номинальные напряжения) приняты из табл. 11.1, сопротивления трансформаторов ‒ из табл. П.11.2, напряжения в узлах ‒ из табл. 14.1 в режиме наибольших нагрузок и табл. 14.2 в послеаварийном режиме.
Схема замещения представлена на рис. 14.1. В числителе указано напряжение в режимах наибольших нагрузок и в послеаварийном.
Расчет регулирования выполняем по известным формулам и заносим в табл. 16.1.
Определяем потерю напряжения в трансформаторах по формуле для трансформаторов i-й ПС.
Обозначения в формулах соответствуют приведенным табл. 16 и использованным в табл. 16.1.
Потеря напряжения в нормальном режиме наибольших нагрузок составит
в послеаварийном режиме ‒
Разница в потере напряжения определяется разными напряжениями U1i и отключением одного трансформатора в послеаварийном режиме.
Находим
напряжение на стороне НН трансформаторов,
приведенное к стороне ВН:
.
(63):
Находим расчетное значение ответвлений (62):
Округляем значения
ответвлений до ближайших стандартных.
На ПС1 имеем предельное ответвление:
Таблица 16.1 ‒ Регулирование напряжения
№ п/п |
Расчетная величина |
Ед. изм. |
Обозн. |
Подстанции |
|
5 (реж. нб) |
5 (реж. п/а) |
||||
1 |
Тип трансформаторов |
– |
‒ |
ТМН-6300 |
ТМН-6300 |
2 |
Количество трансформаторов |
– |
nтi |
2 |
1 |
3 |
Активное сопротивление обмоток трансформатора |
Ом |
Rтi |
14,7 |
14,7 |
4 |
Реактивное сопротивление обмоток трансформатора |
Ом |
Xтi |
220 |
220 |
5 |
Наибольшая активная нагрузка на стороне НН ПС |
МВт |
Pni |
7,3 |
7,3 |
6 |
Наибольшая реактивная нагрузка на стороне НН ПС с учетом мощности КУ |
Мвар |
Qni |
1,98 |
1,98 |
7 |
Напряжение на стороне ВН ПС |
кВ |
U1i |
115,00 |
112,92 |
8 |
Потери напряжения в трансформаторах |
кВ |
ΔUтi |
2,36 |
4,81 |
9 |
Напряжение на стороне НН трансформаторов, приведенное к стороне ВН |
кВ |
|
112,64 |
108.11 |
10 |
Номинальное напряжение обмотки на стороне ВН трансформаторов |
кВ |
U1т ном i |
115 |
115 |
11 |
Номинальное напряжение обмотки на стороне НН трансформаторов |
кВ |
U2т ном i |
11 |
11 |
12 |
Желаемое напряжение на шинах НН ПС |
кВ |
U2жел i |
10,5 |
10,5 |
13 |
Расчетная ступень регулирования |
– |
nрасч i |
1,47 |
- 0,91 |
14 |
Фактическая ступень регулирования |
– |
nрег i |
1 |
- 1 |
15 |
Действительный коэффициент трансформации |
– |
Ктi |
10,64 |
10,27 |
16 |
Напряжение на стороне НН ПС |
кВ |
U2Дi |
10,59 |
10,53 |
17 |
Отклонение напряжения |
% |
Vi |
5,9 |
5,3 |
Находим действительные коэффициенты трансформации (60):
Действительное напряжение на шинах 10 кВ при желаемом U2жел = 10,5 кВ (64):
Отклонения напряжения на шинах 10 кВ ПС5 (65):
На ПС5 диапазон регулирования напряжения достаточен в режиме наибольших нагрузок и в послеаварийном режиме. Так как на ПС5 наблюдаются наибольшие отклонения напряжения в проектируемой сети, то можно сделать вывод о достаточности диапазона регулирования напряжения устройствами РПН трансформаторов во всей сети.
4.2.4. Уточнение мощности КУ
На завершающей стадии расчета режима зимнего максимума нагрузки производят уточнение мощности КУ. Это становится возможным в связи с выполнением уточненного расчета режима зимнего максимума.
Полагая, что установленная мощность генераторов энергосистемы достаточна для покрытия потребностей проектируемой сети в активной мощности, определяется суммарное потребление активной мощности из ЦП (∑Рг) как сумма активных мощностей по каждой из отходящих линии. Затем по формуле (4) уточняется возможность энергосистемы по обеспечению промрайона реактивной мощностью (∑Qг).
Определяется суммарное потребление реактивной мощности из ЦП (∑Qj) как сумма активных мощностей по каждой из отходящих линий. Значение ∑Qj включает в себя мощность компенсирующих устройств ∑Qку, определенную в предварительных расчетах (подразд. 2.2). При уточнении мощности КУ это надо учесть. Определяем уточненную расчетную мощность КУ по формуле
∑Qку уточн = ∑Qj + ∑Qку ‒ ∑Qг. (66)
В связи с уточнением баланса реактивной мощности следует уточнить выбор КУ или выбрать КУ, если выбор не производился на стадии предварительных расчетов. Выбор батарей конденсаторов производят в соответствии с указаниями, изложенными в подразд. 2.2. При выборе КУ следует обратить внимание, что на ПС с двумя блоками "линия‒трансформатор" желательно в обоих блоках устанавливать батареи КУ одинаковой мощности. Это обеспечит одинаковые режимы работы параллельных цепей, что удобно с точки зрения эксплуатации электрических сетей.
Для узлов, в которых диапазон регулирования напряжения устройством РПН оказался надостаточным в режиме наибольших нагрузок, следует уточнить мощность, генерируемую батареями конденсаторов, в соответствии с формулой (10). Если таких узлов нет, то в качестве фактического напряжения на шинах НН можно принять желаемое напряжение U2жел i.
После этого уточняется наибольшая реактивная и полная нагрузка на стороне НН ПС с учетом мощности КУ, а результаты заносятся в табл. 17.
Изменение мощности КУ на ПС приводит к изменениям нагрузки подстанций и потокораспределения в сети. Уточнение расчетов, связанных с этим, в курсовых проектах обычно не выполняют.
Таблица 17 ‒ Уточнение мощности КУ
№ п/п |
Расчетная величина |
Ед. изм. |
Обозн. |
Подстанции |
||
1 |
... |
N |
||||
1 |
Наибольшая активная нагрузка на низшей стороне подстанций |
МВт |
|
|
|
|
2 |
Наибольшая реактивная нагрузка на низшей стороне подстанций |
Мвар |
|
|
|
|
3 |
Коэффициент реактивной мощности |
‒ |
|
|
|
|
4 |
Расчетная мощность КУ на ПС |
Мвар |
|
|
|
|
5 |
Напряжение на стороне НН ПС |
кВ |
U2Дi |
|
|
|
6 |
Количество и мощность батарей конденсаторов типа КС 2-1,05-60 |
Мвар |
|
|
|
|
7 |
Количество и мощность батарей конденсаторов типа КСКГ-1,05-125 |
Мвар |
|
|
|
|
8 |
Фактическая мощность КУ на ПС |
Мвар |
|
|
|
|
9 |
Наибольшая реактивная нагрузка на низшей стороне ПС с учетом КУ |
Мвар |
|
|
|
|
10 |
Наибольшая полная нагрузка на низшей стороне ПС с учетом КУ |
МВА |
|
|
|
|
Пример 10. Провести уточнение мощности и выбора КУ по результатам расчета режима зимнего максимума. Принять значение ∑Qку = 30,87 Мвар (прим. 2). Рассчитать значения ∑Qj и ∑Qг по результатам расчета режима наибольших нагрузок (см. табл. 15.1).
Определяем потребление активной мощности и возможность энергосистемы по обеспечению промрайона реактивной мощностью:
∑Рг = Р1‒3 + 2Р1‒2 + 2Р1‒4 = 101,74 МВт;
∑Qг = ∑Рг · tgφг = 101,74·0,48 = 48,84 Мвар.
Определяем потребление реактивной мощности:
∑Qj = Q1‒3 + 2Q1‒2 + 2Q1‒4 = 42,46 Мвар.
Уточненная расчетная мощность КУ составит (66)
∑Qку уточн = 42,46 + 30,87 ‒ 48,84 = 24,49 Мвар.
Уточняем выбор КУ, произведенный на стадии предварительных расчетов (подразд. 2.2).
Уточняем величину балансного коэффициента реактивной мощности по формуле (8):
Уточняем расчетную мощность КУ, в каждом пункте потребления ее находим по выражению (9), например для ПС1:
11,87
Мвар.
Распределение КУ по ПС производим в зависимости от их расчетной мощности. Для компенсации реактивной мощности необходимо использовать две батареи конденсаторов типа КСКГ-1, 05-125 на ПС1, две батареи конденсаторов типа КС 2-1, 05-60 на ПС2 и одну батарею конденсаторов типа КС 2-1, 05-60 на ПС3 (табл. 17.1).
Таблица 17.1 ‒ Уточнение мощности КУ
№ п/п |
Расчетная величина |
Ед. изм. |
Обозн. |
Подстанции |
||||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
||||
1 |
Наибольшая активная нагрузка на низшей стороне подстанций |
МВт |
|
45,6 |
25,7 |
15,6 |
5,8 |
7,3 |
2 |
Наибольшая реактивная нагрузка на низшей стороне подстанций |
Мвар |
|
31,83 |
17,27 |
10,08 |
3,6 |
5,48 |
3 |
Коэффициент реактивной мощности |
- |
|
0,698 |
0,672 |
0,646 |
0,62 |
0,75 |
4 |
Расчетная мощность КУ на ПС |
Мвар |
|
11,87 |
6,02 |
3,25 |
1,06 |
2,28 |
5 |
Напряжение на стороне НН ПС |
кВ |
U2Дi |
10,5 |
10,5 |
10,5 |
10,5 |
10,5 |
6 |
Количество и мощность батарей конденсаторов типа КС 2-1,05-60 |
Мвар |
|
‒ |
|
|
‒ |
‒ |
7 |
Количество и мощность батарей конденсаторов типа КСКГ-1,05-125 |
Мвар |
|
|
‒ |
‒ |
‒ |
‒ |
8 |
Фактическая мощность КУ на ПС |
Мвар |
|
14,4 |
7,0 |
3,5 |
‒ |
‒ |
9 |
Наибольшая реактивная нагрузка на низшей стороне ПС с учетом КУ |
Мвар |
|
17,41 |
10,27 |
6,58 |
3,6 |
5,48 |
10 |
Наибольшая полная нагрузка на низшей стороне ПС с учетом КУ |
МВА |
|
48,81 |
27,68 |
16,93 |
6,83 |
9,13 |
Так как диапазон
регулирования РПН достаточен на всех
ПС, считаем, что напряжение на шинах НН
подстанций равно желаемому U2жел
i
= 10,5 кВ.
Приведение мощности соответствующих
КУ к напряжению 10,5 кВ по формуле (10)
выполнен в пр. 2:
;
Мвар.
При этом суммарная мощность компенсирующих устройств составит 24,9 Мвар, что незначительно превышает требуемую величину (24,49 Мвар).
По формуле (11) определяем фактическую мощность КУ на каждой ПС, например для ПС1:
