Определение расчетных нагрузок в режимах: максимальных нагрузок, минимальных нагрузок и послеаварийном режиме

Выбор режима нейтрали сети

Расчет зарядных мощностей ЛЭП

Зарядные мощности линий (участка i-j) в нормальном режиме

DQ_Сij=U_Н²*b_ij, (3.1)

где b_ij – емкостная проводимость участка сети (ЛЭП), найденная в пп. 1.6.1.5.

Зарядные мощности ЛЭП в послеаварийном режиме определяются с учетом наличия параллельных линий (двухцепных ЛЭП) и конфигурации сети.

Для разомкнутых сетей зарядные мощности двухцепных ЛЭП в послеаварийном режиме уменьшаются вдвое, так как в качестве послеаварийного режима для таких сетей рассматривается режим отключения одной цепи на всех двухцепных участках.

Для кольцевых участков в качестве послеаварийных режимов рассматриваются режима поочередного отключения головных участков. Поэтому в послеаварийных режимах зарядную мощность этих участков следует принять равной нулю.

Пример 3.2.Рассчитать зарядные мощности ЛЭП для радиально-магистрального варианта сети.

Расчеты зарядных мощностей в нормальном и послеаварийном режимах для радиально-магистрального варианта сети сведены в таблицу 3.1

Таблица 3.1

Таким образом, суммарная зарядная мощность ЛЭП составляет =10,15 Мвар

Хл₀₁ R_Л01 Хл₁₂ R_Л12

0 1 2

B_Л01/2 B_Л01/2 B_Л12/2 B_Л12/2

X_т1 X_т2

g_т1 b_т1 g_т2 b_т2

R_т1 R_т2

S₁ S₂

Хл₀₅ R_Л05

B_Л05/2 B_Л05/2

X_т5

g_т5 b_т5

R_т5

S₅

Хл₀₃ R_Л03 Хл₃₄ R_Л34

0 3 4

B_Л03/2 B_Л03/2 B_Л34/2 B_Л34/2

X_т3 X_т4

g_т3 b_т3 g_т4 b_т4

R_т3 R_т4

S₃ S₄

Рисунок 3.1 – Схема замещения радиально-магистрального варианта сети

Сети с напряжением 110 кВ и выше относятся к сетям с большими токами замыкания на землю и в соответствии с ПУЭ эксплуатируются в режиме с глухозаземленной нейтралью. Сети 110-150 кВ могут эксплуатироваться в режиме эффективно заземленной нейтрали, когда в электрически связанной сети часть нейтралей обмоток силовых трансформаторов подключенных к этой сети разземляется по условию снижения токов однофазного замыкания на землю.

Расчетные нагрузки подстанций используют для упрощения расчетов режимов электрических сетей содержащих трансформаторы. Расчетная нагрузка включает помимо самой нагрузки подстанции потери в меди и в стали трансформаторов подстанции, а так же половину зарядных мощностей линий соединенных с данной подстанцией.

Расчетная нагрузка i-подстанции будет определяться следующим образом:

S_рi = P_рi + jQ_рi; (3.2)

Р_рi=Р_i +ΔP_пi+ ΔP_{хх пi}; (3.3)

Q_рi= Q_i+DQ_пi +DQ_{хх пi} -DQ_ci, (3.4)

где P _i – активная нагрузка i-ой подстанции;

ΔP_пi, ΔP_{хх пi} – активные потери в меди и стали трансформаторов i- ой подстанции, определенные в разделе 2 по выражениям 2.13 и 2.15 соответственно;

DQ_пi – потери реактивной мощности в меди трансформаторов i-ой подстанции;

DQ_{хх пi} - потери реактивной мощности в стали (холостого хода) трансформаторов i-ой подстанции;

DQ_ci – половина суммы зарядных мощностей линий соединенных с данной подстанцией.

DQ_пi = , (3.5)

где U_кi% - напряжение короткого замыкания трансформатора;

n – количество трансформаторов установленных на подстанции.

, (3.6)

где I_{хх i} % - ток холостого хода трансформатора в процентах от номинального тока i-той подстанции;

DQ_ci= , (3.7)

где DQ_cij – зарядные мощности линий, примыкающие к рассматриваемой подстанции.

После определения расчетных нагрузок схема замещения сети может быть упрощена до расчетной схемы, на которой отражают только продольные ветви схем замещения ЛЭП

Введение расчетных нагрузок значительно упрощает расчет режима сети, но приводит к определенной погрешности обусловленной следующими принятыми допущениями: потери мощности в меди и стали трансформаторов, а также зарядные мощности линий считаются независимыми от режима напряжения сети и определяются по номинальному напряжению. Но при ручном расчете (без использования ЭВМ) эта погрешность допустима.

Пример 3.3.Определить расчетные нагрузки подстанций в режимах: максимальных нагрузок, минимальных нагрузок и послеаварийном режиме для радиально-магистрального варианта сети и сформировать расчетную схему сети.

Нормальный режим максимальных нагрузок

Расчетная нагрузка первой подстанции

S_р1 = P_р1 + jQ_р1; (3.8)

Р_р1=Р₁ +ΔP_п1+ ΔP_{хх п1}; (3.9)

Q_р1= Q₁+DQ_п1 +DQ_{хх п1} -DQ_c1, (3.10)

Потери реактивной мощности в меди трансформаторов 1-ой подстанции;

DQ_п1 = , (3.11)

DQ_п1 =

Потери в стали (холостого хода) в трансформаторах первой подстанции

, (3.12)

Половина суммы зарядных мощностей линий соединенных с первой подстанцией

DQ_c1= (3.13)

DQ_c1=

Р_р1=20 +0,13 + 0,03=20,16 МВт;

Q_р1= 5,29+2,25 +0,18 –1,09= 6,62 Мвар

Расчетные нагрузки для остальных узлов определяем аналогично. Результаты расчетов приведены в таблице 3.2.

Таблица 3.2 – Расчетные нагрузки (нормальный режим максимальных нагрузок)

В таблице 3.2 в строке «Всего» произведен расчет суммарных потерь соответственно активной и реактивной мощностей в трансформаторах.

В режиме минимальных нагрузок значения Р_i Q_i определяются в соответствии с суточными графиками нагрузок. Так для рассматриваемого примера значение минимальной ступени в относительных единицах (рисунок 1.11) составляет 0,3. Поэтому в этом режиме

Р₁ = 20*0,3=6 МВт,

Q₁ = 5,29*0,3 = 1,59 Мвар,

Расчеты по определению расчетных нагрузок в режиме минимальных нагрузок сведены в таблицу 3.3.

Таблица 3.3 – Расчетные нагрузки (нормальный режим минимальных нагрузок)

Расчетные нагрузки в послеаварийном режиме определяются для нагрузок максимального режима. Поэтому в этом режиме по сравнению с нормальным режимом максимальных нагрузок изменятся лишь величины DQ_ci. Для их расчета используются данные графы 5 таблицы 3.1.

Расчеты по определению расчетных нагрузок в послеаварийном режиме сведены в таблицу 3.4.

Таблица 3.3 – Расчетные нагрузки (послеаварийный режим)

Расчетная схема сети для рассматриваемого примера приведена на рисунке 3.2.

Хл₀₁ R_Л01

S_р1

Хл₀₃ R_Л03 Хл₃₄ R_Л34

S_р3 S_р4

Хл₀₂ R_Л02

S_р2

Хл₀₅ R_Л05

S_р5

Рисунок 3.2 - Расчетная схема сети