Расчеты режимов сети на ПЭВМ

Для выполнения расчетов на ПЭВМ рекомендуется использовать программу «EnergyUr», разработанную на кафедре «Электрические системы» ИГЭУ и установленную в вычислительной лаборатории этой кафедры и в ОКСО электроэнергетического факультета.

Расчеты УР работы сети выполняются при следующих условиях:

· активные и реактивные нагрузки ПС представляются постоянными мощностями (P= пост, Q= пост);

· в качестве балансирующего узла принимаются шины ПС А, напряжение на которых для каждого режима указано в задании;

· точность расчета по мощности задается 1 МВт.

Для режима максимальных нагрузок создается база данных, которая для расчета других режимов корректируется с помощью клавиатуры. Исходные данные по ЛЭП и трансформаторам задаются способом, указанным в программе.

Допустимые токи ЛЭП задаются в исходных данных в соответствии с табл.П2.8 или по [1, табл.3.15].

Результаты расчетов режимов представляются в виде таблиц или отображаются на расчетных схемах (см. рис.П3.1) и включаются в текст пояснительной записки.

Последовательность расчета УР:

· 1-я группа режимов (все расчетные режимы) без учета компенсирующих устройств (КУ) и без регулирования напряжения ( );

· 2-я группа режимов с учетом КУ, но без регулирования напряжения ( ), в ходе расчета которой определяются величины мощностей ( ), которые КУ должны генерировать (или потреблять) для выполнения ограничений по реактивной мощности на шинах ПС А, заданных в задании (см. разд. 1.3.3)

· 3-я группа режимов, при расчете которой выполняется регулирование напряжения с помощью РПН трансформаторов и линейных регуляторов (если они необходимы).

1.3.3. Выбор типа, места установки и мощности КУ

и режимов его работы

1.3.3.1. Применение КУ

Компенсирующие устройства, используемые в электрических сетях энергосистем, позволяют обеспечивать регулирование напряжения, снижать потери активной мощности и энергии, а также обеспечивать баланс реактивных мощностей в сети.

Рис.1.3.Пример электрической сети

Влияние регулируемого КУ на УР электрической сети рассмотрим на примере ВЛ ПС1-ПС6 (рис. 1.3). Соотношения между параметрами УР ВЛ приближенно описываются следующим образом:

; (1.16)

;

; (1.17)

; (1.18)

; (1.19)

; (1.20)

; (1.21)

. (1.22)

В выражениях (1.16) – (1.22) приняты следующие обозначения:

· нижние индексы (О) и (К) соответствуют режимам работы сети с отключенным и включен­ном КУ; верхний индекс (^//) соответствует величине мощности в конце ВЛ 1-6.

Выражения (1.19) – (1.20) справедливы при следующих допущениях:

· не учтена поперечная составляющая вектора падения напряжения в ветви 1-6 (dU = 0);

· зарядная мощность ВЛ учтена в реактивной нагрузке линии;

· , т.е. пренебрегается влияние потерь активной и реактивной мощностей в ВЛ на потокораспределение в ней;

· нагрузки сети представлены постоянными мощностями (Р_б = пост,, Q₆ = пост.); U₁₍₀₎ = U_1(K).

На рис.1.4 показана зависимость потерь активной мощности DР в ВЛ ПС 1 – ПС 6 от величины и знака мощности Q_K КУ 6, полученная в результате расчета УР на ПК.

Кривая DР = f(Q_K) имеет минимум при мощности Q_K, равной реактивной мощности нагрузки Q.

При работе КУ 6 с любой другой мощностью Q_K ¹Q потери активной мощности DР увеличиваются по сравнению с их минимальными значениями. Такой же характер, как и зависимость DР = f(Q_K), имеет характеристика тока ВЛ I_1-6 = f(Q_K).

На рис.1.4 показаны четыре характерные зоны, определяемые режимом работы КУ 6 :

– генерации, когда Q_K < 0, а КУ выдает в сеть реактивную мощность;

– потребления, когда Q_K > 0, а КУ потребляет реактивную мощность из сети;

– перекомпенсации, когда Q_K < 0, |Q_K| > Q, а в ВЛ возникает встречный переток реактивной мощности (узел 6 является избыточным по реактивной мощности);

– недокомпенсации, когда Q_K ¹ 0, а узел 6 является дефицитным по реактивной мощности.

В режиме перекомпенсации реактивной мощности ПС 6 величина напряжения на ее шинах U₆ превышает напряжение U₁ , что при определенных условиях может стать опасным для изоляции электрооборудования.

Важно иметь в виду, что при значительной степени недокомпенсации или перекомпенсации реактивной мощности потери мощности и энергии в сети могут значительно увеличиться.

Характеристика, показанная на рис.1.4, рассчитана при условии, что Р₆ и Q₆ заданы постоянными мощностями для конкретного режима работы потребителя.

В реальных условиях мощности Р₆ и Q₆ изменяются в течение суток в соответствии с графиками нагрузок потребителя, в связи с чем кривая DР = f(Q_K) при увеличении мощностей Р₆ и Q₆ будет смещаться влево, а при их уменьшении – вправо. Это означает, что для обеспечения снижения потерь активной мощности и энергии в сети могут потребоваться регулируемые КУ с достаточно широким диапазоном изменения мощности Q_K.

Рис.1.4. Зависимость потерь мощности от мощности КУ

Одновременно со снижением потерь мощности и энергии КУ позволят обеспечить регулирование напряжения U₆ в течение суток, а также будут способствовать поддержанию баланса реактивной мощности в сети в целом (см. разд. 1.3.6).

Зависимость изменения прироста потерь активной мощности dDР₁₆ от величины Q_K (табл. 1.8) показывает, что при увеличении генерации КУ с 10 до 20 Мвар, т.е. в два раза, потери мощности уменьшаются всего лишь на 0,09 МВт, т.е. на 12 %. В то же время полное отключение КУ увеличивает потери мощности по сравнению с режимами, когда Q_K = -10 Мвар, на 0,24 МВт, т.е. на 25 %. Достаточно пологий характер кривой DР₁₆=f(Q_K6) вблизи ее минимума позволяет на практике в целях снижения стоимости КУ выбирать его мощность так, чтобы выполнялось условие

(Q_K6 < Q₆) (1.23)

вместо условия (Q_K6 = Q₆). (1.24)

Именно поэтому нормативные документы по проектированию электрических сетей рекомендуют обеспечивать величину коэффициента мощности за счет применения различных видов КУ в соответствии с неравенством

cosj < 1, (1.25)

а не выполнять полную компенсацию реактивной мощности, при которой

cosj = 1. (1.26)

Таблица 1.8. Изменение потерь активной мощности от величины Q_к

Для компенсации реактивной мощности на подстанциях энергосистем и промышленных предприятий применяются батареи статических конденсаторов (БСК).

Реактивная мощность, генерируемая БСК, пропорциональна квадрату напряжения в узле, где она подключена. Такая особенность статической характеристики мощности БСК оказывает неблагоприятное влияние на баланс реактивной мощности узла сети при снижении напряжения.

Рассмотрим этот вопрос на примере схемы сети, приведенной на рис. 1.5,а.

Реактивная мощность Q^//, определяющая баланс реактивной мощности узла 2 и равная

Q^//(U₂)=Q(U₂)-Q_K(U₂), (1.27)

влияет на уровни напряжения в узле 2 и потери активной мощности в линии 1 – 2.

Как видно из рис.1.5,б, из-за разной крутизны характеристик Q_K=f(U₂) и Q = f(U₂) величина Q^// при снижении напряжения U₂ по любой причине возрастает и тем самым способствует дальнейшему снижению этого напряжения, что может вызвать лавину напряжения в узле 2 и как следствие нарушение работы всех потребителей, питающихся от этого узла. Особенно заметно увеличивается величина Q^//, когда напряжение U₂ в процессе его снижения приближается к величине U_2KP=(0,7…0,8)U_2HOM, при котором начинается рост нагрузки Q(U₂), что видно на рис. 1.5,б.

В связи с этим в узлах сети, имеющих БСК большой мощности, должны предусматриваться меры по предотвращению лавины напряжения, а именно:

· автоматическое включение дополнительных секций БСК;

· форсировка мощности имеющихся БСК;

· использование форсировки реактивной мощности синхронных машин (двигателей, компенсаторов, генераторов), связанных с таким узлом, за счет действия автоматического регулирования возбуждения (АРВ);

· автоматическое отключение части менее ответственных потребителей при действии специальной автоматики отключения нагрузки (САОН).

Рис.1.5. Зависимость баланса реактивной мощности от уровня напряжения

Все эти меры позволяют уменьшить переток реактивной мощности Q ^// при снижении напряжения на шинах БСК и уменьшении ее мощности Q_К за счет увеличения генерации реактивной мощности в узле с БСК или уменьшения нагрузки в узле, т.е. позволяют уменьшить дефицит реактивной мощности в узле (улучшить баланс реактивной мощности в узле с БСК).

Влияние включения дополнительной секции БСК и форсировки ее мощности за счет переключения БСК со схемы «звезда» на схему «треугольник» показано на рис. 1.6,а и б соответственно.

На рис.1.6,а показано, как изменяется баланс реактивной мощности узла с БСК в случае включения в нем второй секции батареи такой же мощности, как и первой секции.

На нем приведены характеристики:

А – статическая характеристика нагрузки Q = f(U₂);

B – статическая характеристика первой секции БСК Q_K1 = f (U);

C – статическая характеристика БСК при включенных обеих секциях Q_K = f(U₂), где Q_K = Q_K1 + Q_K2;

D – изменение перетока реактивной мощности к узлу 2 Q^// = f(U₂), где Q^// = Q-Q_K.

Рис.1.6. Изменение зависимости баланса реактивной мощности от напряжения при подключении дополнительной секции БСК

При работе первой секции БСК изменение величины Q^// при снижении напряжения U₂ идет по кривой D, показанной сплошной линией. При заданном напряжении U₂ = U_2фаз за счет работы автоматики включается вторая секция БСК и происходит уменьшение мощности Q^// на величину Q_K2. Это вызывает переход на характеристику D, показанную пунктирной линией, в результате чего напряжение U₂ увеличивается по сравнению с напряжением, при котором была включена вторая секция.

На рис.1.6,б показано изменение баланса реактивной мощности узла с БСК при форсировке мощности батареи за счет переключения со "звезды" на "треугольник", что вызывает увеличение мощности батареи в три раза.

На этом же рисунке приведены характеристики:

A – статическая характеристика нагрузки Q f(U₂);

B – статическая характеристика БСК при включении в "звезду";

C – статическая характеристика БСК при включении в "треугольник";

D – изменение перетока реактивной мощности к узлу 2 Q^// = f(U₂) до и после переключения БСК со "звезды" на "треугольник" (сплошная и пунктирная линии соответственно).

Как и в предыдущем случае, форсировка БСК значительно уменьшает переток Q^//, в результате чего напряжение U₂ возрастает.

Как было отмечено ранее, такое увеличение (форсировка) генерации реактивной мощности в узле нагрузки при снижении напряжения является весьма эффективным способом предотвращения лавины напряжения.

Аналогично можно проиллюстрировать и влияние на величину Q^//(U₂) автоматического отключения (ограничения) нагрузки

(рис 4.19,а, б).

На рис.1.7, а показаны:

A – статическая характеристика реактивной нагрузки узла в режиме максимальных нагрузок, т.е. при 100 % нагрузке;

B – статическая характеристика реактивной нагрузки узла при отключении части нагрузки (a %);

C – статическая характеристика БСК Q_K = f(U₂);

D – характеристика перетока реактивной мощности к узлу 2 Q^//=f(U₂) до и после отключения части нагрузки (сплошная и пунктирная линии соответственно).

На рис1.7,б приведены аналогичные характеристики, которые будут иметь место в случае, если снижение нагрузки будет более значительным. Как видно, в этом случае величина Q^// в диапазоне изменения рабочих напряжений U₂ = (0,8…1,1) U_ном становится отрицательной, что свидетельствует о возможности перекомпенсации реактивной мощности в режиме минимальных нагрузок в том случае, если не будет уменьшена мощность БСК. Уменьшение мощности БСК может быть выполнено за счет отключения одной или нескольких секций батареи.

При расчетах режимов сетей на ПК снижение напряжения в узле 2 до величины U₂ = U_2форс можно моделировать за счет уменьшения напряжения в балансирующем узле, а эффективность различных способов уменьшения Q^//(U₂) – за счет снижения нагрузки Q(U₂) или соответствующего изменения реактивного сопротивления батареи Х_БСК. Оценить эффективность рассмотренных способов воздействия на УР можно по новой величине напряжения в узле 2 U₂, которая будет получена при расчете УР при напряжении в узле 2, равном U_2форс, после моделирования соответствующих переключений. Способ воздействия на величину Q^//(U₂) будет тем более эффективным, чем больше новое напряжение U₂ будет превышать напряжение U_2форс, при котором вводился в действие тот или иной способ, призванный уменьшить величину Q^//(U₂).

Рис.1.7. Изменение зависимости баланса реактивной мощности от напряжения при отключении части нагрузки

1.3.3.2.Выбор типа, места установки и мощности КУ
и режимов его работы

При выборе компенсирующих устройств обычно решаются три связанные задачи, а именно:

· определение мощности КУ;

· определение типа КУ и режимов его работы;

· выбор места установки КУ.

Решение этих задач носит в общем случае технико-экономический характер, т.к. от особенностей работы источников реактивной мощности в значительной степени зависят показатели надежности электроснабжения, качества электроэнергии, экономические показатели работы ЭЭС и т.п.

Как следует из уравнения баланса реактивной мощности (1.27), покрытие суточного графика реактивной мощности обеспечивается работой СГ и КУ. При этом энергосистема задает расчетные значения потребляемых реактивных мощностей для отдельных потребителей (заводов, фабрик и т.п.) в основных режимах работы, которые определяются договором между ЭЭС и потребителем. В соответствии с рис. 1.8 мощность КУ в узле j для режима i (i=l, 2, 3) Q_Кji определится по выражению

Q_Кji=Q_Cji-Q_ji, (1.28)

где Q_ji – реактивная нагрузка потребителя j в режиме i;

Q_Cj– величина реактивной мощности, которая указана в договоре на пользование электроэнергией между потребителем и ЭЭС в режиме i от ЭЭС.

Рис.1.8. Схема для составления баланса

С помощью уравнения (1.28) можно определить величину и знак Q_Кj и выбрать мощность и тип КУ, необходимого в узле j, аналогично тому, как показано в предыдущем разделе. Выбранное по условиям обеспечения баланса реактивной мощности КУ должно быть проверено с точки зрения требований регулирования напряжения в основных эксплуатационных режимах работы электрической сети.

При этом можно оценить влияние данного КУ на величину потерь активной мощности в сети и определить (рис.1.4) его расчетную мощность, обеспечивающую снижение этих потерь.

Аналогичным образом может быть определена мощность КУ по условию обеспечения баланса реактивной мощности на шинах подстанции А, питающей район нагрузок.

В задании на курсовое проектирование ограничения по потреблению реактивной мощности можно записать в виде неравенств:

; (1.29)

, (1.30)

где , – предельные значения реактивной мощности и коэффициента реактивной мощности на шинах ПС А в расчетных режимах.

Выполнение условий (1.29) и (1.30) возможно при установке на шинах 10 или 110 кВ узловой ПС регулируемого КУ, которое может изменять мощность в зависимости от изменения режима работы сети. Такими КУ являются статические тиристорные компенсаторы (СТК) или синхронные компенсаторы (СК).

СТК является перспективным источником реактивной мощности в ЭЭС и присоединяется к ЛЭП через отдельный трансформатор или к обмотке НН автотрансформатора. Технические данные СТК приведены в табл. 1.9.

Таблица 1.9. Технические данные СТК

Примечания:

1. В числителе приведены мощности для режима потребления, в знаменателе –

выдачи реактивной мощности.

2. По желанию заказчика проекта диапазон регулирования может быть изменен.

Для определения величины мощности КУ в различных режимах работы района нагрузок необходимо рассчитать зависимости Р_А = f(Q_K) и Q_A = f(Q_K) для этих режимов. Нагрузки района представлены постоянными мощностями Р = пост., Q = пост., а величины напряжения U_A приняты на уровне, заданном ЭЭС(см. задание).

Расчеты УР следует проводить при величинах Q_K, варьируемых в диапазоне значений 0…Q_{K N},

где Q_{K N} – мощность компенсирующего устройства, при которой величина Q_A становится отрицательной (рис.1.9,а).

Результаты расчетов для всех рассматриваемых УР района нагрузок должны быть представлены графически так, как показано на рис.1.9,а,б.

Проекции точек пересечения характеристики Q_A = f(Q_K) с прямой Q_{a пред} = пост. (рис.1.9,а) и характеристики tgj_A = f(Q_K) c прямой tgj_{A пред} = пост. (рис. 1.9,б) определяют на осях Q_K величину мощности КУ, обеспечивающей выполнение ограничений1.29), (1.30) в заданном режиме работы электрической сети.

При Q_K = Q_{K 0} справедливы равенства Q_A = 0 и tgj_A = 0, т.е. имеет место полная компенсация реактивной мощности района нагрузок (включая потери реактивной мощности и зарядную мощность сети).

При Q_K < Q_{K 0} Q_A < 0, т.е. наступает режим перекомпенсации, при котором район нагрузки становится источником реактивной мощности (режим встречного перетока реактивной мощности).

Точки пересечения характеристик Р_А f(Q_K), Q_A = f(Q_K) и

tgj_A = f(Q_K) с вертикальной осью соответствуют потреблению районом с шин А активной и реактивной мощностей при отключенном КУ (Q_K = 0).

Первый квадрант на рис.1.9,а, б, лежащий справа от вертикальной оси, соответствует режимам работы КУ при потреблении реактивной мощности (Q_K >0), которые могут возникнуть при избытке реактивной мощности в районе нагрузок, например, в нерабочие дни недели.

В этом случае условия ограничения реактивной мощности будут иметь вид

Q_A ³ Q_{A пред} ;

tgj_A ³ tg j_{A пред} ,

а точки пересечения характеристик Q_A = f(Q_K) и Q_{A пред} = пост., а также tgj_A =f(Q_K) и tg j_{A пред} = пост. будут расположены в первом квадранте.

Определив величины мощностей КУ и их знаки для расчетных режимов сети, необходимо провести контрольные расчеты УР сети с учетом режимов работы КУ, чтобы проверить выполнение ограничений (1.29) и (1.30).

Пример расчета мощности КУ по условиям ограничения реактивной мощности района нагрузки

В качестве примера расчета мощности КУ по условиям (1.29), (1.30) выполнен расчет для схемы сети, показанной на рис.1.10.

Рис.1.9. График для определения мощности КУ по заданному

Рис.1.10. Схема электрической сети для расчета мощности КУ

Расчетная схема указанной сети приведена на рис.1.11, на которой мощности заданы в МВт и Мвар, сопротивления – в Ом, проводимости – мкСм.

Допустим, что энергосистема установила для рассматриваемого района нагрузок ограничение по реактивной мощности на шинах А

Q_{A пред} = 25,6 Мвар. Расчет мощности компенсирующего устройства, выполненный в соответствии с изложенной выше методикой, показал, что для выполнения этого ограничения КУ должно выдавать в сеть мощность Q_{K P}, равную 10 Мвар. При этом будет обеспечен tgj_{А пред}, равный 0,329.

Рис.1.11. Схема замещения электрической сети

где U – фактическое (рабочее) значение напряжения ВЛ, кВ.

Результаты расчета мощностей КУ в расчетных режимах работы сети необходимо представить в форме табл. 1.10 в тексте пояснительной записки и отразить на принципиальной схеме сети

(графическая часть проекта).

Таблица 1.10. Режимы работы КУ

В ходе расчетов режимов необходимо одновременно с определением мощности КУ рассчитать значения суммарных переменных потерь активной мощности в сети.

1.3.4. Выбор и обоснование способов регулирования напряжения

Регулирование напряжения в электрической сети выполняется во всех расчетных режимах работы сети после определения мощностей КУ Q_КР.

Для регулирования напряжения используются устройства РПН на автотрансформаторах и трансформаторах электрической сети, а также линейные регуляторы (если они установлены) на ПС с автотрансформаторами.

В соответствии с требованиями ПУЭ [2], на вторичных шинах подстанций 6-10 кВ, от которых питаются распределительные сети, должны быть обеспечены уровни напряжения U₂ :

– в режиме максимальных нагрузок

; (1.31)

– в режиме минимальных нагрузок

, (1.32)

где – номинальное напряжение сети, питающейся от вторичных шин подстанций ( =6,0 или = 10,0 кВ).

Регулирование напряжения должно осуществляться за счет изменения величины коэффициентов трансформации трансформаторов подстанций К_Т.

Для выполнения такого регулирования в темпе расчета на ПК целесообразно заранее рассчитать и подготовить таблицы значений K_T= f (n), где n – номер ответвления обмотки трансформатора, за счет изменения числа витков которой производится регулирование коэффициента трансформации (табл. 1.11).

Таблица 1.11. Изменения К_т в зависимости от n

n

-2

-1

+1

+2

KT

KT HОМ

Таблицы вида 1.11 должны быть подготовлены для всех трансформаторов с различными значениями ступеней регулирования DК для всего диапазона регулирования по данным [1].

Например, для трансформатора типа ТДН-16000/110 DК₁=1,78 %.

_{1 МАКС}=+9, _{1 МИН} = -9.

Для двухобмоточного трансформатора, сопротивления которого приведены к первичному напряжению, величина коэффициента трансформации определяется по выражению

, (1.33)

где U_HOM1 ,U_HOM2 – номинальные напряжения первичной и вторичной обмоток трансформатора [1].

Для автотрансформатора при приведении его сопротивлений к высшему напряжению величина коэффициента трансформации между обмотками С и В может быть рассчитана по выражению

, (1.34)

где U_{НОМ С} , U_{НОМ В} – номинальные напряжения обмоток среднего и высшего напряжений автотрансформатора [1];

DК_С%, _с – ступень регулирования на стороне среднего напряжения и номер включенного ответвления на этой стороне.

Значение коэффициента трансформации между обмотками низшего и высшего напряжения автотрансформатора рассчитывается по соотношению

, (1.35)

где U_{НОМ Н} – номинальное напряжение обмотки низшего напряжения [1].

Регулирование напряжения целесообразно осуществлять в такой последовательности:

1. Задать на шинах А напряжение U_А для конкретного режима ( в соответствии с заданием ).

2. Задать расчетную мощность компенсирующего устройства.

3. С помощью РПН автотрансформаторов (трансформаторов) узловой подстанции установить на шинах 110 кВ желаемый уровень напряжения (110-115 кВ).

4. Выполнить регулирование напряжения на вторичных шинах

6–10 кВ подстанций района нагрузок с помощью РПН их трансформаторов.

Признаком правильного совместного использования РПН на трансформаторах узловой и остальных подстанций района будут являться нормальные уровни напряжения на вторичных шинах 6-10 кВ при значениях , достаточно удаленных от их предельных значений [1,2].

Удаленность величин от их предельных значений будет обеспечивать достаточный диапазон регулирования напряжений в будущем, когда нагрузки подстанций возрастут.

Результаты расчетов по регулированию напряжения для каждой подстанции необходимо представить в табл.1.12 и на принципиальной схеме сети (в графической части проекта).

Таблица 1.12

Для обеспечения требуемых уровней напряжения на шинах 10 кВ ПС с автотрансформаторами необходимо выбрать линейный регулировочный трансформатор (ЛР). Номинальная (проходная) мощность его определяется по пропускной способности обмотки НН автотрансформатора или по нагрузке этой обмотки.

Данные по ЛР приведены в табл. П2.3. ЛР включаются последовательно с обмоткой НН автотрансформатора (рис.1.12).

Рис.1.12. Схема замещения линейного регулятора

Величина коэффициента трансформации ЛР зависит от положения переключателя в пределах ±10·1,5 % и определяется по соотношению

, (1.36)

где DК_ЛР % - ступень регулирования ЛР; DК_ЛР% = 1,5 %;

n_ЛР – номер ответвления переключающего устройства ЛР.

Изменение величины К_ТЛР в зависимости от положения переключателя показано в табл. 1.3.

Таблица 1.13

Таким образом, диапазон регулирования ЛР равен ±15 %, что делает его весьма эффективным техническим средством регулирования напряжения.

В расчетах УР ЛР представляется в виде идеального трансформатора с (рис.1.13). ( , при этом такое допущение практически не приводит к какой-либо заметной погрешности в расчетах УР).

ЛР обеспечивает лишь продольное регулирование напряжения, т.к. фаза напряжения по отношению к вектору не зависит от величины и не превышает 1.

1.3.5. Анализ результатов расчета режимов

Результаты расчета режимов сети нанесены на схему (рис.П3.1), на которой показаны уровни напряжения в узлах сети, потоки активной и реактивной мощностей в ветвях, загрузка линий и трансформаторов (коэффициенты загрузки).

Анализ результатов расчета УР включает оценку уровней напряжения в рассматриваемом режиме, загрузки ВЛ и трансформаторов, величины потерь активной мощности в сети, а также значения коэффициента реактивной мощности ( tg φ ) на шинах ПС А.

Оценивая уровни напряжения на шинах 10 кВ ПС по (1.31) –(1.32), необходимо отметить, что они обеспечивают условия для нормальной работы потребителей [2].

При оценке уровней напряжения на шинах ПС 10, 35, 110 кВ следует иметь в виду, что по условиям работы изоляции максимальные уровни напряжения не должны превышать номинальных значений более чем на 15 %, а в сетях 220 кВ и выше – более чем на 10 %.

Минимальные значения напряжений в этих сетях не нормируются, а определяются целым рядом факторов (условиями регулирования напряжения, потерями энергии, условиями статической устойчивости станций и нагрузок и т.п.). Приближенно можно считать, что минимальные значения напряжений не должны быть ниже сети.

Значения максимальных и минимальных величин напряжения на шинах ПС приведены в табл.1.14.

Таблица 1.14

, кВ	Максимальное значение напряжения, кВ	Минимальное значение напряжения, кВ
	11,5	9,0
	40,25	31,5
	126,5

Для ВЛ должно выполняться условие

, (1.36)

где – допустимый ток провода ВЛ по табл.П2.8 (при

температуре воздуха +25 С);

– ток линии, определенный в результате расчета УР сети.

Программа «Энергия» позволяет автоматически выявлять ВЛ, которые перегружены по току.

Загрузка трансформаторов оценивается по коэффициентам загрузки, которые должны быть в соответствии с ГОСТом, изложенным в [3].

Результаты анализа результатов расчета режимов приводят в пояснительной записке.

1.3.6. Составление и анализ баланса активных и реактивных мощностей

УР электрических сетей характеризуются балансом активных и реактивных мощностей. Уравнения баланса мощностей устанавливают соотношения между генерацией и потреблением мощностей.

Уравнение баланса активной мощности электрической сети может быть представлено в виде выражения

Р_А=Р + D Р, (1.37)

где Р_А – активная мощность, потребляемая районом нагрузок с шин подстанции А (в расчетах УР на ПК – мощность балансирующего узла);

Р – активная суммарная мощность потребителей района (на шинах 10 и 110 кВ);

D Р – суммарные переменные потери активной мощности в электрической сети (постоянные потери активной мощности на корону и в трансформаторах можно не учитывать в связи с их относительно небольшими величинами).

Расчет УР выполняется с заданной точностью по мощности, которая составляет обычно 1 МВт (по умолчанию) или менее 1 МВт (по желанию расчетчика). Реальная величина небаланса (невязки) уравнения (1.37) dР определяется по выражению

dР = Р_А -Р - D Р, (1.38)

где величины Р_А ,D Р принимаются по результатам расчета УР, а величина Р – по исходным данным или по сводным результатам расчета УР.

Составляющие уравнения баланса (1.37) определяются для режимов максимальных и минимальных нагрузок электрической сети при работающем компенсирующем устройстве и представляются в табл. 1.15.

Определение составляющих уравнения баланса активных мощностей в процентах производится по выражениям:

;

(1.39)

.

Таблица 1.15.Баланс активной мощности

Уравнение баланса реактивной мощности электрической сети может быть представлено в виде соотношения

Q_A=Q + DQ - DQ_C ± Q_K , (1.40)

где Q_A - суммарная реактивная мощность, потребляемая с шин ПСА (в расчетах УР на ПК – мощность балансирующего узла);

Q - реактивная суммарная нагрузка потребителей района;

DQ_C - зарядная мощность электрической сети;

DQ - потери реактивной мощности суммарные, переменные в сети;

Q_K - мощность компенсирующих устройств (потребление или генерация).

Все составляющие уравнения (1.40) относятся к одному и тому же режиму работы электрической сети (режимы максимальных и минимальных нагрузок) и за исключением величины зарядной мощности DQ_C определяются в ходе расчетов установившихся режимов работы сети с помощью программного комплекса «Энергия».

Величина зарядной мощности сети определяется приближенно по выражению

, (1.41)

где DQ_CO¹¹⁰, DQ_CO²²⁰ - величины удельной зарядной мощности воздушных линий электропередачи напряжением 110 и 220 кВ соответственно, Мвар/км;

^{- суммарные протяженности указанных линий.}

При определении зарядной мощности можно принять по [1], что

DQ_CO¹¹⁰» 0,03 Мвар/км ;

DQ_CO²²⁰ »0,13 Мвар/км.

Расчет УР, как указано выше, выполняется с заданной точностью по мощности, которая по «умолчанию» составляет

1 МВт (Мвар) или менее 1 МВт (по желанию расчетчика).

Реальная величина небаланса (невязки) уравнения (1.40) определяется по выражению

dQ = Q_A – Q - DQ - DQ_C ± Q_K , (1.42)

где величины Q_A , DQ, Q_K принимаются по результатам расчета УР, а величина Q – по исходным данным или сводным показателям результатов расчета УР на ПК.

Определение составляющих уравнения баланса реактивных мощностей в процентах производится по выражениям:

;

;

(1.43)

;

.

Составляющие уравнения баланса (1.40) представляются в табл.1.16.

Таблица 1.16.Баланс реактивной мощности

Результаты определения составляющих уравнений баланса активных и реактивных мощностей (табл. 1.15–1.16) приводятся в пояснительной записке.

Дата добавления: 2015-06-30; просмотров: 401; Нарушение авторских прав

Мы поможем в написании ваших работ!