Электрический расчет основных режимов работы сети

Определим потери напряжения в сети при нормальном и аварийном режиме работы для оставшегося варианта. Но так как сечение проводов еще не выбраны, то эту операцию выполним приближенно, базируясь на среднем значении погонных, активных и реактивных сопротивлениях Л ЭП из П1 и П2 [3]:

110 кВ: r0=0,15 Ом/км; 220 кВ: r0=0,10 Ом/км;

x0=0,42 Ом/км; x0=0,43 Ом/км;

Для определения падений напряжений на участках сети используем формулу 7 – 29 [3]:

, кВ

где RЛ и XЛ – соответственно активное и реактивное сопротивление рассматриваемой сети;

P и Q – активная и реактивная мощность, передаваемая по сети.

Активные и реактивные сопротивления участка сети определяются по погонным параметрам сети. Для участка сети ИП–б варианта 5.2 и для номинального напряжения сети 220 кВ:

где l­ИП-б – длина участка сети из таблицы 2, км.

Для участка сети б–а варианта 5.2 и для номинального напряжения сети 110 кВ:

Аналогично рассчитываются сопротивления для других участков.

Рассчитаем падение напряжения при нормальном режиме работы для участка сети ИП–б оставшегося варианта электрификации:

Аналогичным образом рассчитываем величину падения напряжения для всех остальных участков и вариантов электрической сети, результаты заносим в таблицу 13. Параллельно проводим расчет падений напряжений для minрежима работы сети. Результаты заносим в таблицу 13.1.

Аварийным режимом работы сети считается режим, при котором в работе осталась только одна цепь, т. е. одна линия несет всю нагрузку.

Падение напряжения при аварийном режиме работы для участка сети ИП–б:

 

 

Аналогичным образом определяем падения напряжения в аварийном режиме для всех участков. Результаты заносим в таблицу 13. Параллельно проводим расчет падений напряжений для minрежима работысети. Результаты заносим в таблицу 13.1.

 
 


Вариант Участок сети Номинальное напряжение UH, кВ Активное сопротивление R, Ом Реактивное сопротивление X, Ом Активная мощность P, МВт Реактивная мощность Q, Мвар Падение напряжения в нормальном режиме UHP, кВ Падение напряжения UHP, % Падение напряжения в аварийном режиме UAP, кВ Падение напряжения UAP, %
5.2 ИП - б 6,7 28,8 192,5 80,5 16,4 7,5 32,8
б - а 7,5 12,5 1,8 3,6
б - в 6,3 17,6 10,9 21,8
в - г 5,3 14,7 27,5 6,8 6,2 13,6 12,4
г - д 6,75 18,9 6,5 5,9 11,8

Таблица 13 – Падение напряжения на участках сети в максимальном режиме

 

 

Вариант Участок сети Номинальное напряжение UH, кВ Активное сопротивление R, Ом Реактивное сопротивление X, Ом Активная мощность P, МВт Реактивная мощность Q, Мвар Падение напряжения в нормальном режиме UHP, кВ Падение напряжения UHP, % Падение напряжения в аварийном режиме UAP, кВ Падение напряжения UAP, %
5.2 ИП - б 6,7 28,8 123,5 63,5 12,1 5,5 24,2
б - а 7,5 3,5 1,1 2,2
б - в 6,3 17,6 62,5 8,9 8,1 17,8 16,2
в - г 5,3 14,7 42,5 4,6 9,2
г - д 6,75 18,9 33,5 16,5 4,9 4,5 9,8

Таблица 13.1 – Падение напряжения на участках сети в минимальном режиме

 

В предварительных расчетах считаем, что на понижающих подстанциях получателя будут удовлетворительные уровни напряжения, если при максимальной нагрузке в нормальных режимах сети одного напряжения потери не превысят 15%, а в аварийных 30% номинального [3]. Большая величина потери напряжения является показателем экономической нецелесообразности намеченной схемы или выбранного номинального напряжения.

 

 

Определим сечения проводов ЛЭП. Для сетей и ЛЭП напряжением до 220 кВ включительно, оно выбирается по экономической плотности тока по Т.7.5[3] для алюминиевых неизолированных п роводов (см. таблицу 14).

Таблица 14 – Экономическая плотность тока для алюминиевых неизолированных проводов

Продолжительность использования максимума нагрузки, ч/год
1000-3000 3001-5000 5001-8760
1,3 А/мм2 1,1 А/мм2 1,0 А/мм2

 

Экономическое сечение провода при этом определяется по формуле 7-24 [3]:

, мм2

где Iмах – максимальный рабочий ток линии в нормальном режиме при максимальной нагрузке, при Uн;

iэк – экономическая плотность тока, А/мм2.

Исходя из полученного экономического сечения провода, выбираем провод по приложению 1 [6, с.397]. Таким образом определяем экономическое сечение проводов для всех линий, учитывая протекания мощностей по линиям. Полученные данные сводим в таблицу 16, учитывая, что по условию образования короны, сечения проводов должно быть не менее, согласно [17-3] [3]:

для ЛЭП – 110 кВ – АС – 70;

для ЛЭП – 220 кВ – АС – 240.

Таблица 15 – Погонные сопротивления проводов линий

Сопротивление Марка провода
АС-70 АС-95 АС-150 АС-185 АС-240 АС-300
, Ом/км 0,422 0,301 0,204 0,17 0,118 0,107
, Ом/км 0,444 0,434 0,42 0,415 0,405 0,42
Стоимость 1 км одной цепи линии, тыс. руб. (для двухцепных опор) 10,9 11,0 11,7 13,3 14,3 15,8

В качестве примера выберем провод для участка линии ИП–б варианта 5.2:

Определим сначала экономическую плотность по таблице 14, используя для всех линий свою продолжительность максимальной нагрузки (см. табл. 1):

Определяем полную мощность, протекающую по участку ИП–б, используя схему варианта и таблицу 1:

Определяем максимальный рабочий ток:

Определяем аварийный ток:

Тогда экономическое сечение провода будет:

 

Выбираем из таблицы 15 провод, удовлетворяющий экономическому сечению провода и максимально допустимому току. Берем провод 2×АС–300.

Аналогичный расчет проводим для каждого участка сети. Результаты заносим в таблицу 16.

Выбранное сечение проводов округляем до ближайшего стандартного и проверяем по условию нагрева в аварийных режимах работы. Для двухцепной линии этот случай соответствует отключению одной линии и протеканию двойного номинального тока по оставшимся в работе ЛЭП, а в замкнутой сети по линиям отключаемым поочередно. По выбранному сечению и марки проводов, определяем длительно допустимый ток нагрузки по п.1.1.[3] так, чтобы выбранное сечение проводов всех линий удовлетворяло условию длительно допустимой токовой нагрузки.

В таблицу 16 также заносим активное и реактивное сопротивления линий, из п.14 п. 2.1 [3], определяемые как погонное сопротивление (см. табл. 15), умноженное на длину участка.

Таблица 16 – Расчётные данные по проводам в максимальном режиме

Вариант Участок сети Номинальное напряжение, кВ Количество линий Max рабочий ток на одну цепь, А Экономическая плотность тока, А/мм2 Расчетно-экономическое сечение, мм2 Принятый стандартный провод Аварийный ток, А Допустимый ток нагрузки, А Длина линии, км Активное сопротивление линии, Ом Реактивное сопротивление линии, Ом
5.2 ИП - б 1,0 2×АС-300 2×690 12,8 50,4
б - а 1,0 АС-95 15,1 21,7
б - в 1,1 2×АС-300 2×690 35,3
в - г 1,1 2×АС-185 2×510
г - д 1,0 АС-300 4,8 18,9

 

 

Схема замещения электрической сети составляется путём объединения схем замещения отдельных элементов в соответствии с последовательностью их соединения в рассчитываемой сети. Линии представляются в виде П-образн ых, а трансформаторы в виде Г-образных схем замещения.

Изобразим схему сети с распределённой нагрузкой потребителей по отдельным участкам сети при нормальном режиме с максимальными нагрузками потребителей. Учитывая, что на некоторых участках потребители питаются по 2-м линиям, с одинаковыми параметрами, расчёт проведём по одной линии. Вторая линия будет иметь те же параметры, что и первая.

Выпишем максимальные значения нагрузок по отдельным участкам сети (подстанциям) рассматриваемого варианта и нанесем их на схему замещения, изображенную в приложении Е:

Реактивную мощность, генерируемую половиной линии, определяем по формуле 3-8 [3]:

где ВС – емкостная проводимость воздушной линии из [4, П-14]; для проводов марок АС-95, АС-185 и АС-300 равна соответственно 2,65; 2,74 и 2,76, См/км ·10-6;

UH – номинальное напряжение, кВ;

l – длина линии, км.

Определяем реактивную мощность, генерируемую половиной линии по приведенной выше формуле для участка сети ИП–б:

Аналогичным образом определяем реактивную мощность, генерируемую половиной линии для оставшихся цепей:

Полученные реактивные мощности записываем в приложение Е.

Потери мощности в трансформаторах определяем по формуле:

, МВ·А

где DРХ.Х. и DРК.З. – соответственно потери мощности холостого хода и короткого замыкания трансформатора из таблицы 4;

IХ.Х. – ток холостого хода трансформатора из таблицы 4;

UК.З. – напряжение короткого замыкания трансформатора из таблицы 4;

b - коэффициент загрузки трансформатора при нормальном режиме работы из таблицы 3.

Определим потери для пары трансформаторов установленных на подстанции А:

Аналогичным образом рассчитываем потери для остальных подстанций. Результаты записываем в таблицу 17.

 

Теперь определяем мощности нагрузок подстанций с учетом потерь в трансформаторах, приведенных к стороне высокого напряжения по следующей формуле:

Для подстанции А:

Аналогичным образом определяем для остальных подстанций, результаты заносим в таблицу 17. Параллельно проводим расчет для min и аварийного режимов. Данные записываем в таблицы 17.1 и 17.2.

Таблица 17 – Мощность нагрузки подстанции с учетом потерь мощности в силовых трансформаторах в максимальном режиме

Вариант Подстанция Исходная мощность подстанции, МВ·А Потери мощности в трансформаторе, МВ·А Мощность подстанции с учетом потерь, МВ·А
5.2 Б 85+j33,5 0,13+j27,85 85,13+j61,35
А 12,5+j6 0,07+j1,01 12,57+j7,01
В 30+j13,5 0,13+j2,17 30,13+j15,77
Г 15+j7,5 0,08+j1,33 15,08+j8,83
Д 50+j20 0,21+j4,32 50,21+j24,32

 

Таблица 17.1 – Мощность нагрузки подстанции с учетом потерь мощности в силовых трансформаторах в минимальном режиме

Вариант Подстанция Исходная мощность подстанции, МВ·А Потери мощности в трансформаторе, МВ·А Мощность подстанции с учетом потерь, МВ·А
5.2 Б 55+j27 0,08+j20,09 55,08+j47,09
А 6+j3,5 0,04+j0,39 6,04+j3,89
В 20+j11 0,09+j1,28 20,09+j12,28
Г 9+j5,5 0,05+j0,65 9,05+j6,15
Д 33,5+j16,5 0,14+j2,22 33,64+j18,72

 

Таблица 17.2 – Мощность нагрузки подстанции с учетом потерь мощности в силовых трансформаторах в аварийном режиме

Вариант Подстанция Исходная мощность подстанции, МВ·А Потери мощности в трансформаторе, МВ·А Мощность подстанции с учетом потерь, МВ·А
5.2 Б 170+j67 0,26+j55,7 170,26+j122,7
А 25+j12 0,14+j2,02 25,14+j14,02
В 60+j27 0,26+j4,34 60,26+j31,34
Г 30+j15 0,16+j2,66 30,16+j17,66
Д 100+j40 0,42+j8,64 100,42+j48,64

 

Теперь определяем мощности в конце и начале линий сети по формулам 5-3 [3]:

,

где S’ – мощность нагрузок подстанции расположенной на конце линии (расчет необходимо начинать с самой последней подстанции в линиях сети, последовательно приближаясь к ИП), МВ∙А.

Потери мощности в продольном сопротивлении линии:

,

где P и Q – соответственно активная и реактивная мощности в конце линии, то есть из выше приведенной формулы;

R и X – соответственно активное и реактивное сопротивление линии из таблицы 16.

Далее определяем мощность в начале линии с учетом реактивной мощности генерируемой второй половиной линии:

.

для линии г–д:

для линии б–а:

для линии б–в:

для линии в–г:

для линии ИП-б:

Результаты заносим в таблицу 18. Параллельно расчет ведем для minи аварийного режимов. Полученные данные заносим в таблицы 18.1 и 18.2, а также в приложения Ж и З.

 

Вариант Участок сети Напряжение в начале линии, UH, кВ Продол. составл. падения напряж. в линии, кВ Напряжение в конце линии, кВ Мощность в начале линии, МВ∙А Потери мощности в линии, МВ∙А Мощность в конце линии, МВ∙А
5.2 ИП - б 16,4 203,6 206,55+j151,11 13,43+j52,88 193,12+j107,18
б - а 12,83+j5,78 0,26+j0,37 12,57+j6,21
б - в 103,89+j78,19 8,47+j33,22 95,42+j46,37
в - г 6,8 103,2 70,53+j42,37 5,24+j12,67 65,29+j30,85
г - д 6,5 103,5 51,43+j27,63 1,22+j5,56 50,21+j22,82

Таблица 18 – Расчет падений напряжений и мощности в линиях в максимальном режиме

 

 
 


Вариант Участок сети Напряжение в начале линии, UH, кВ Продол. составл. падения напряж. в линии, кВ Напряжение в конце линии, кВ Мощность в начале линии, МВ∙А Потери мощности в линии, МВ∙А Мощность в конце линии, МВ∙А
5.2 ИП - б 12,1 207,9 129,83+j89,47 5,93+j23,34 123,9+j75,08
б - а 1,1 108,9 6,10+j1,57 0,06+j0,08 6,04+j2,29
б - в 8,9 101,1 66,56+j45,89 3,78+j14,84 62,78+j32,45
в - г 45,02+j26,30 2,33+j5,63 42,69+j21,82
г - д 4,9 105,1 34,22+j18,74 0,58+j2,27 33,64+j17,22

Таблица 18.1 – Расчет падений напряжений и мощности в линиях в минимальном режиме

 

 

Вариант Участок сети Напряжение в начале линии, UH, кВ Продол. составл. падения напряж. в линии, кВ Напряжение в конце линии, кВ Мощность в начале линии, МВ∙А Потери мощности в линии, МВ∙А Мощность в конце линии, МВ∙А
5.2 ИП - б 32,8 187,2 413,1+j302,22 26,86+j105,76 386,24+j214,36
б - а 4,0 106,0 25,66+j11,56 0,52+j0,74 25,14+j12,42
б - в 24,0 86,0 207,78+j156,38 16,94+j66,44 190,84+j92,74
в - г 13,6 96,4 141,06+j84,74 10,48+j25,34 130,58+j61,70
г - д 13,0 97,0 102,86+j55,26 2,44+j11,12 100,42+j45,64

Таблица 18.2 – Расчет падений напряжений и мощности в линиях в аварийном режиме

Приступаем к определению потерь напряжения на всех элементах сети.Расчет ведем от источника питания к понизительной подстанции. Конечную составляющую падения напряжения не учитываем, так как она для элементов сети с напряжением до 220 кВ незначительна.

Продольную составляющую падения напряжения мы определили по формуле10-12 [5] и записали в таблицу 13:

, кВ

где P и Q – соответственно активная и реактивная мощности рассматриваемой линии, МВ∙А;

R и X – соответственно активное и реактивное сопротивление рассматриваемой линии, Ом.

Потери напряжения в трансформаторах определяем по формуле 5-8 [3]:

продольная составляющая падения напряжения:

;

поперечная составляющая падения напряжения:

,

где - активное сопротивление.

Влияние поперечной составляющей определяем как:

,

где UBHTP – действительная величина напряжения на шинах трансформатора, учитывающая падение напряжения в линии (из таблицы 18).

Полные потери напряжения в трансформаторе:

;

.

Напряжение на шинах низкого напряжения на подстанции, т. е. приведенное к НН:

.

Рассчитаем падения напряжения в трансформаторах подстанции Б:

Аналогичным образом вычисляем выше приведенные величины для остальных подстанций и заносим результаты вычислений в таблицу 19. Таким же образом рассчитываем падения напряжения для min режима и заносим их в таблицу 19.1.

 

 

Вариант Подстанция Номинальное напряжение ВН, кВ Номинальное напряжение НН, кВ Продольная составляющая падения напряжения, % Поперечная составляющая падения напряжения, % Влияние поперечной составляющей, % Полные потери напряжения в трансформаторе, кВ Полные потери напряжения в трансформаторе, % Напряжение на шинах, приведенное к НН, кВ
5.2 Б 2,55 6,30 0,031 12,76 6,269 8,67
А 2,83 5,17 0,048 5,53 5,122 32,6
В 2,48 4,88 0,050 4,73 4,830 8,48
Г 3,33 6,10 0,059 6,23 6,041 8,82
Д 2,89 6,54 0,063 6,70 6,477 30,8

Таблица 19 – Расчет падений напряжений на шинах подстанции в максимальном режиме

 
 


Таблица 19.1 – Расчет падений напряжений на шинах подстанции в минимальном режиме

Вариант Подстанция Номинальное напряжение ВН, кВ Номинальное напряжение НН, кВ Продольная составляющая падения напряжения Поперечная составляющая падения напряжения Влияние поперечной составляющей Полные потери напряжения в трансформаторе, кВ Полные потери напряжения в трансформаторе, % Напряжение на шинах, приведенное к НН
5.2 Б 2,03 4,09 0,020 8,46 4,070 9,06
А 1,56 2,49 0,023 2,69 2,467 33,8
В 2,03 3,31 0,033 3,31 3,277 8,89
Г 2,51 3,64 0,035 3,78 3,605 9,20
Д 2,29 4,27 0,041 4,45 4,229 32,0

Определяем необходимую мощность источника питания с учетом потерь в линиях и трансформаторах подстанций:

 

Примечание: все расчеты проведены для одной цепи.