Расчёты параметров основных режимов работы сети

3.4 Расчёты параметров основных режимов работы сети

Расчётная схема электросети составляется из схем замещения линий электропередачи, трансформаторов, автотрансформаторов, реакторов, батарей конденсаторов.

В подразделе 3.3 выполнено технико-экономическое сравнение выбранных вариантов сети и вариант 1 принят как лучший для дальнейших расчётов.

Дальнейший расчёт ведём для варианта 1.

 ,где

N-число цепей линии, Ro (Ом/км) -погонное активное сопротивление линии,

Хо (Ом/км) - погонное индуктивное сопротивление линии,

Во (См/км 10^-4)- погонная проводимость линии,

L(км)-длина линии

При двух параллельно работающих трансформаторах, их сопротивление необходимо уменьшить в 2 раза, а потери холостого хода увеличить в 2 раза.

Рис.3.1 Схема замещения электрической сети

Расчеты режимов электрических сетей выполняются для определения:

1)загрузки элементов сети, соответствия пропускной способности сети ожидаемым потоком мощности;

2)сечений проводов и кабелей и мощностей трансформаторов и автотрансформаторов;

3)уровня напряжения в узлах и элементах сети и мероприятий, обеспечивающих поддержание напряжения в допустимых пределах; потерь мощности и электроэнергии для оценки экономичности работы сети и эффективности способов снижения потерь;

При анализе ожидаемых в перспективе установившихся режимов следует различать расчетные длительные (регулярные) потоки мощности по сети, которые могут иметь место в нормальных режимах работы энергосистем, и расчетные максимальные (нерегулярные) потоки, определяемые случайными отклонениями от нормальных режимов.

На формирование потоков реактивной мощности кроме факторов, определяющих потоки активной мощности, значительное влияние оказывают потери реактивной мощности в сети и зарядная мощность линии. Обычно рассматриваются следующие режимы работы:

1) Режим наибольших нагрузок;

2) Режим наименьших нагрузок;

3) Послеаварийные режимы:

а) Отключение одной цепи наиболее загруженной линии в режиме зимнего максимума

б) Отключение одного из двух трансформаторов (наиболее мощного) в режиме зимнего максимума.

Расчёт режимов электрической сети произведём с помощью ЭВМ программой RUR (E\RUR\rur.exe).

Для режима наибольших нагрузок берем максимальную нагрузку в системе в зимний период.

Исходные данные для расчета рекомендуется подготовить в следующей последовательности:

1. Составить граф электрической сети (рис.3.12).

 2. Параметры узлов, параметры ветвей оформить в виде таблиц.

 Ввод исходных данных производится следующим образом. Создается единая информационная база данных, где под каждый элемент отводится своя унифицированная форма записи.

Форма записи для узлов:

Номер узла, код узла (признак задания исходных данных) Uo, P; Q.

 Код= | 3, исходные данные (Р,Q);

 | 2, введение дополнительного узла, исходные данные (δ,Q)

 | 1, опорные узлы, исходные данные (U, Р);

 | 0, балансирующий узел совмещен с базисным, исходные данные(U,δ)

Uо[кВ] - либо номинальное напряжение, либо напряжение, которое будет задаваться.

Р[МВт], Q[Мвар] - активная и реактивная мощность нагрузки или генерации в узлах.

Форма записи для ветвей:

Номера начала и конца ветви, R, Х [Ом] - соответственно активное и реактивное сопротивление ветви; G, В [мкСм] - соответственно действительная и мнимая составляющая поперечной проводимости (для ВЛЭП задается на всю длину), Кт и -модуль и аргумент коэффициента трансформации.

Для линий электропередачи используется II-образная схема замещения, а для трансформаторных ветвей – Г-образная схема замещения.

Проводимости G и В тpaнcфopмaтоpа приводятся к напряжению начала ветви, сопротивления R и Х - к напряжению конца ветви. Началом трансформаторной ветви является низшее напряжение Кт=Ui/Uj. Признак воздушной ЛЭП (ВЛЭП) Кт=0. Для ВЛЭП В<0 - емкостной характер, для трансформатора В>0 - индуктивный характер.

В расчетной схеме узлы нумеруются в произвольной последовательности, начиная с первого. Базисному узлу присваивается наибольший номер.

Результаты расчета и исходные данные для режима наибольших нагрузок приведены в таблицах приложения 10.

Анализ режима наибольших нагрузок: Получили во всех пунктах напряжение у потребителя меньше требуемого ПУЭ U=10.5кВ. Следовательно, необходимо производить регулировку напряжения у потребителя с помощью РПН. Выбранные провода всех линий проходят по допустимым токам. Распределение токов и мощностей по проводам линий представлено в таблице.

Таблица 3.3 Анализ режима наибольших нагрузок

Для режима наименьших нагрузок необходимо рассматривать минимальную нагрузку в системе в летний период. Считаем, что в летний период все компенсирующие устройства отключены.

Результаты расчета и исходные данные для режима наименьших нагрузок приведены в в приложении 10.

Анализ режима наименьших нагрузок: Получили в первом, третьем, четвёртом, пятом пунктах напряжение у потребителя больше требуемого ПУЭ U=10кВ, а во втором – меньше требуемого. Следовательно, необходимо производить регулировку напряжения у потребителя с помощью РПН. Выбранные провода всех линий проходят по допустимым токам. Распределение токов и мощностей по проводам линий представлено в таблице.

Таблица 3.4

Анализ режима наименьших нагрузок

а) Пусть произошло отключение одной цепи на наиболее загруженной линии ВЛ ИП1–2. Т.к. ПС2-ответвительная, то произойдёт отключение и одной цепи на линии ВЛ2–1.При этом оба трансформатора подстанции №1 остаются в работе, следовательно, изменятся только параметры линии ВЛ ИП1-2, ВЛ 2-1.

Результаты расчета и исходные данные для послеаварийного режима (ЛЭП) приведены в приложении 10.

Анализ: при отключении одной цепи наиболее загруженной линии получили во всех пунктах напряжение у потребителя меньше требуемого ПУЭ U=10,5кВ.Следовательно, необходимо производить регулировку напряжения у потребителя с помощью РПН.

Таблица 3.5

Анализ режима аварийного отключения одной цепи наиболее загруженной линии

Таким образом, при выходе из работы одной цепи, вторая цепь позволяет дальнейшую работу электроприёмников при сохранении качества электроснабжения (хотя и при падении надёжности).

б) Отключение самого мощного трансформатора ТДТН – 63000/110 подстанции №1 в режиме наибольших нагрузок, тогда параметры трансформатора изменятся следующим образом: сопротивления обмоток увеличатся в два раза, а потери холостого хода уменьшатся в два раза:

Результаты расчета и исходные данные для послеаварийного режима (трансформатор) приведены в приложении 10.

Анализ: при отключении одного самого мощного трансформатора ТДТН – 63000/110 подстанции №1 мы получили во всех пунктах напряжение у потребителя меньше требуемого ПУЭ U=10,5кВ. Следовательно, необходимо производить регулировку напряжения у потребителя с помощью РПН.

Таблица 3.6

Анализ режима отключения наиболее мощного трансформатора

Таким образом, при выходе из работы одного трансформатора, второй позволяет дальнейшую работу электроприёмников при сохранении качества электроснабжения (хотя и при падении надёжности).

Похожие работы

Расчет электрического поля, создаваемого высоковольтными линиями электропередачи ОАО "Костромаэнерго"

Скачать

64820

18

31

... его реализацию. 1. НОРМИРОВАНИЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ ПОЛЕЙ В настоящее время на международном уровне и в ряде экономически развитых странах, в том числе и в нашей, разработаны и утверждены документы, регламентирующие уровни электрических полей, создаваемых высоковольтным оборудованием и сооружениями. Первые нормы по электромагнитным полям были установлены в [1, 2, 3, 4, 5]. В России регламентируются ...

Технология монтажа воздушных линий электропередач

Скачать

37308

0

0

... с Трудовым кодексом Российской Федерации обеспечение безопасных условий и охраны труда в организации возлагается на работодателя.  Выполнение строительно-монтажных работ, работ на воздушных линиях электропередачи осуществляется по проектам производства работ или по технологическим картам, которые содержат технические решения и основные организационные мероприятия по обеспечению безопасного ...

География атомной энергетики РФ

Скачать

39366

1

1

... по работающим блокам за период эксплуатации 1973-2004 год составляет соответственно: блок 1 — 66,6%, блок 2 — 71,3%, блок 3 — 69,3%, блок 4 — 70,6%, в целом по станции на. — 69,4%. 2.2 Перспективы развития атомной энергетики в РФ Энергетический сектор российской промышленности, как известно, находится на пороге кризиса. Чтобы избежать кризиса федеральное правительство реализует ряд действий ...

Анализ инвестиционной политики Тульского региона

Скачать

181517

6

7

... новых и модернизации действующих производств. В области ведется целенаправленная работа над созданием благоприятного климата для вложения капиталов. Инвестиционная политика в Тульской области основывается на принципах: ·           доброжелательности в отношениях с инвестором и взаимной ответственности участников инвестиционного процесса; ·           равноправия инвесторов; ·           ...