3. Лабораторная работа №3

ИССЛЕДОВАНИЕ УСТАНОВИВШИХСЯ РЕЖИМОВ

РАБОТЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ

Цель работы

Определение параметров установившихся режимов электрической сети и анализ их изменения при отключении отдельных ее элементов.

3.1. Программа работы

1. Изучить краткий теоретический материал.

2. Составить схему замещения и рассчитать ее параметры.

3. Выполнить расчет нормального установившегося режима.

4. Исследовать послеаварийные режимы.

5. Выполнить анализ полученных результатов расчета установившихсярежимов.

3.2. Краткие теоретические сведения

Расчеты установившихся режимов электроэнергетических систем заключаются в определении параметров режима: напряжений в узлах сети (), потоков активных () и реактивных () мощностей, токов на участках сети (), потерь мощности (). Данные расчеты составляют основную долю всех расчетов, осуществляемых в диспетчерских управлениях энергосистем, в научно-исследовательских и проектных организациях. На основании результатов этих расчетов выполняется:

- оценка загрузки элементов сети и соответствия их пропускной способности ожидаемым потокам мощности;

- оценка достаточности регулировочного диапазона трансформаторов для осуществления встречного регулирования напряжения на шинах 6, 10 кВ подстанций сети;

- оценка допустимости напряжений в узлах электрической сети по условиям работы изоляции;

- оценка потерь активной мощности и электроэнергии и разработка мероприятий по их снижению;

- оценка возможности передачи требуемой мощности от источников электроэнергии к потребителям.

В данной лабораторной работе расчеты установившихся режимов электрической сети выполняются по программе «ROOR». Программа использует классический подход к заданию исходных данных, который требует составления и расчета схемы замещения, представленной в виде узлов и ветвей. При расчетах установившихся режимов используются уравнения узловых напряжений, записанные в форме уравнений баланса мощностей. Решение системы нелинейных уравнений осуществляется методом Ньютона или по параметру с аналитическим определением шага. Результаты расчета выводятся в виде значений мощностей в конце и в начале каждой ветви, токов, напряжений, потерь активной и реактивной мощности, генерации реактивной мощности линиями электропередачи, генерации и потребления мощности в узлах сети.

По полученным результатам расчетов оценивается приемлемость данного режима с учетом следующих факторов:

- соответствия тока линий электропередачи допустимому нагреву проводов;

- обеспечения условий встречного регулирования на шинах низшего напряжения подстанций;

- загрузки трансформаторов в различных режимах работы.

Как известно, прохождение электрического тока по проводнику вызывает выделение тепловой энергии, которая пропорциональна квадрату тока. Проводник при этом нагревается до определенной температуры, которая и является основным показателем допустимости нагрузки проводника током заданной величины. Если при нагреве током нагрузки температура провода не превышает предельно допустимой величины, то соответствующая нагрузка для такого провода является допустимой.

Соответствующие этой температуре допустимые токи для проводов различных сечений приводятся в ПУЭ.

Условие проверки будет выполняться, если ток в линии Iне превышает допустимого значения, то есть

. (3.1)

Анализ режима напряжения в электрической сетипроизводится исходя из двух условий:

1) недопустимости повышения напряжения в узлах сети сверх допустимого для изоляции оборудования данного напряжения;

2) обеспечения требований ГОСТ Р54149-2010 к качеству электрической энергии.

В сети с номинальным напряжением 110, 220 кВ по условиям работы изоляции разрешается повышать напряжение не более, чем на 15 % от номинального. В сети среднего и низкого напряжения, кроме того, должно соблюдаться требование ГОСТ Р54149-2010 к отклонениям напряжения, которые в точке передачи электрической энергии не должны превышать 10 %номинального (для сети1000 В) или согласованного (для сети1000 В) значения напряжения. ГОСТ устанавливает два показателя отклонения напряжения – отрицательноеи положительное:

; (3.2)

, (3.3)

где - согласованное или номинальное напряжение;

и- значения напряжения, меньшиеи большиесоответственно.

Для обеспечения требований ГОСТ необходимо проводить регулирование напряжения, то есть изменять напряжение в характерных точках электрической системы с помощью технических средств.

Правила устройств электроустановок (ПУЭ) рекомендуют осуществлять на шинах подстанций 6…20 кВ, к которым присоединены распределительные сети, встречное регулирование напряжения. В соответствии с ПУЭ устройства регулирования напряжения должны обеспечивать поддержание напряжения на указанных шинах в пределах не ниже 105 % от номинального в период наибольших нагрузок и не выше 100 % от номинального в период наименьших нагрузок.

Одним из технических средств регулирования напряжения являются трансформаторы с регулированием напряжения под нагрузкой (РПН). Трансформаторы с РПН имеют специальное переключающее устройство, позволяющее изменить число витков обмотки высшего напряжения без отключения нагрузки. При этом меняется коэффициент трансформации трансформаторов:

, (3.4)

где - номинальное напряжение обмотки высшего напряжения;

- номинальное напряжение обмотки низшего напряжения;

- напряжение одной ступени регулирования;

п– число ступеней регулирования.

Из выражения (3.4) видно, что если при номинальном коэффициенте трансформации напряжение на шинах низшего напряжения (НН) ниже требуемого, то для его повышения следует уменьшить число витков обмотки высшего напряжения, то есть п в выражении (3.4) нужно взять со знаком («минус»).

Как правило, в электрических сетях регулирование напряжения путем изменения коэффициента трансформации осуществляется автоматически и поэтому при анализе режимов сети необходимо оценить достаточность диапазона РПН для осуществления встречного регулирования.

Степень загрузки силовых трансформаторов является важным показателем для оценки эффективности использования установленной мощности в сетевом районе. Коэффициент загрузки определяется по выражению:

, (3.5)

где - ток в ветви трансформатора;

- номинальный ток обмотки высшего напряжения трансформатора.

Анализ коэффициентов загрузки трансформатора также осуществляется для выяснения допустимости режима его работы. С этой целью фактические коэффициенты загрузки сравнивают с допустимыми.

ГОСТ 14209-85 устанавливает допустимые систематические и аварийные нагрузки силовых трансформаторов с различными системами охлаждения. Значения предельных коэффициентов перегрузки для трансформаторов мощностью до 100 МВ·А при предшествующем коэффициенте загрузки не более 0,8 приведены в табл. 3.1.

Таблица 3.1

Предельные значения коэффициентов загрузки трансформаторов

с различными системами охлаждения

Режим работы	Допустимый коэффициент загрузки при системе охлаждения
	М и Д	ДЦ и Ц
Режим систематических нагрузок	1	1
Режим продолжительных аварийных нагрузок	1,4	1,3