Как сделать схему замещения подстанции
Добавил пользователь Alex Обновлено: 04.10.2024
Схема замещения сети составляется с использованием схем замещения её отдельных элементов. В рассматриваемой сети такими элементами являются линии электропередачи 110 и 220 кВ, трансформаторы и автотрансформаторы понижающих подстанций. Рассмотрим каждую группу элементов отдельно.
Расчет параметров схемы замещения линии электропередачи
Для линий электропередачи номинальным напряжением не более 220 кВ используем П-образную схему замещения, поперечные ветви которой представлены только неизменными значениями половины зарядной мощности (Qc/2). Потерями активной мощности на корону (∆Pкор), которые определяют значение активной проводимости линии (Gл), можно пренебречь.
Каждый элемент схемы электропередачи в общем случае можно представить П- или Т-образной схемой замещения. Линии электропередачи обычно представляют П-образной схемой замещения (приложение Д). Чтобы определить параметры схемы замещения линии, необходимо знать её удельные (погонные) параметры – активные (r0, Ом/км) и индуктивные (х0, Ом/км) сопротивления, активную (g0, См/км) и емкостную (b0, См/км) проводимость, длину ( , км)и число цепей и др.
Удельные активные и индуктивные сопротивления проводов ВЛ можно определить по приложению З или из другой справочной литературы. В соответствии с правилами устройства электроустановок [3] при проектировании линий электропередачи стремятся к тому, чтобы потери энергии на корону в них были малы, при этом потери из-за токов утечки по изоляторам совсем незначительны. Это позволяет при расчетах линий напряжением 110 кВ активную проводимость в схемах замещения считать равной нулю. Удельную емкостную проводимость ВЛ 110 кВ можно определить по приложению З.
Умножив удельные параметры линии на её длину ( , км), можно определить соответствующие параметры схемы замещения:
Зарядные мощности (Мвар) участков ЛЭП в курсовой работе допускается определять по номинальному напряжению Uном (кВ) линии, т.е.
где В – емкостная проводимость линии, См.
Трансформаторы для расчетов линий 110 кВ и выше обычно заменяют Г-образной схемой замещения.
Параметры схемы замещения трансформаторов определяют, зная каталожные данные трансформаторов (коэффициент трансформации kТ, потери холостого хода ΔРх и короткого замыкания ΔРк, ток холостого хода Iх), которые могут быть найдены по данным государственных стандартов на конкретные трансформаторы или по справочным материалам, например, по приложению Ж или из [2].
Активное сопротивление схемы замещения двухобмоточного трансформатора RТ (Ом), приведенное к номинальному напряжению Uном (кВ), стороны ВН (высшего напряжения):
где ΔРк – потери короткого замыкания, кВт;
Uном – высшее номинальное напряжение, кВ;
Sном – номинальная мощность трансформатора, МВА.
Индуктивное сопротивление ХТ (Ом):
где uк – напряжение короткого замыкания, %;
Uном, Sном – то же, что и для формулы (4.3).
Активные сопротивления R1Т, R2Т и R3Т лучей звезды в схеме замещения трехобмоточного трансформатора (приложение Д) находят по общему активному сопротивлению трансформатора (4.3).
При соотношении мощностей обмоток 100/100/100% (соответствует заданию в курсовой работе):
где размерность величин та же, что для формулы (4.3).
Индуктивные сопротивления Х1Т, Х2Т и Х3Т :
где uк(1-2), uк(1-3) и uк(2-3) – каталожные значения напряжений короткого замыкания, %, для соответствующих пар обмоток; размерность остальных величин та же, что для формул (4.3), (4.4).
Передача электроэнергии по сети сопровождается потерями мощности в линиях и в трансформаторах. Потери мощности в линии электропередачи ΔS (МВА) определяются по следующим выражениям:
где P и Q – мощности в конце расчетного участка линии, МВт и Мвар;
R и X – сопротивления расчетного участка линии, Ом;
Uном – номинальное напряжение, кВ.
где Sнн = Рнн + j Qнн – нагрузка трансформатора, МВА;
Sном – номинальная мощность трансформатора, МВА;
ΔРк и ΔРх – потери мощности короткого замыкания и холостого хода трансформатора, кВт;
uк – напряжение короткого замыкания, %;
Iх – ток холостого хода трансформатора, %.
При соотношении мощностей обмоток 100/100/100% потери ΔРк (кВт), соответствующие лучам схемы замещения, определяются по каталожным значениям потерь короткого замыкания для пар обмоток:
Если в справочных данных указано только значение ΔРк вн-нн, то потери короткого замыкания всех обмоток одинаковы и равны 0,5 ΔРк вн-нн.
Аналогично по каталожным значениям напряжений короткого замыкания (%) для пар обмоток uк(13), uк(12), uк(23) определяются напряжения короткого замыкания для лучей схемы замещения:
В формулах (4.12) нагрузка обмотки ВН трансформатора:
Схему замещения электрической сети в целом составляют по схемам замещения её элементов с учетом их соединения и режима работы сети (см. приложение Д). Следует учесть, что в минимальном режиме работы сети нагрузка всех подстанций уменьшается в четыре раза, а все остальные параметры можно принять неизменными.
Расчетные схемы
Для составления расчетной схемы сети все заданные нагрузки подстанций на сторонах низшего (Śнн) и среднего (Śсн) напряжения приводят к стороне расчетного (высшего) напряжения.
Нагрузка понизительной подстанции, приведенная к стороне ВН, слагается из суммы заданных нагрузок (Śнн) и (Śсн) и потерь в сопротивлениях и проводимостях трансформаторов ΔŚТ, то есть
Расчетная нагрузка представляет собой сумму приведенной нагрузки и половин зарядных мощностей линий (W1, W2), присоединенных к шинам ВН данной подстанции:
Благодаря использованию расчетных нагрузок подстанций упрощается расчетная схема, так как она освобождается от трансформаторов (см. приложение Д).
Если в задании подстанция №3 подключена к кольцевой сети через ВЛ 110 кВ (схемы а, в, г, д), то расчетную нагрузку этой подстанции, приведенную к данному узлу кольцевой сети, определяют с учетом потерь мощности в линии 110 кВ.
Схема замещения участка системы 25 кВ условно делится на две зоны: схема замещения условно симметричной системы внешнего электроснабжения, к которому примыкает трехфазный симметричный трансформатор тяговой подстанции, и схема тяговой сети, подключенная к трансформаторам тяговых подстанций. Элементы СВЭ (трехфазные ВЛ, трансформаторы, конденсаторные установки и т.д.) представляются тензорами сопротивлений. Однако часто при рассмотрении схемы СВЭ нет необходимости в ее подробном рассмотрении, достаточно представить ее многополюсником. Обобщенное уравнение состояние многополюсника в Z-форме можно представить в следующем виде:
где [Е — матрица активных параметров многополюсника (матрица ЭДС);
[2]3дг — матрица пассивных параметров многополюсника (размерность 3iVx3W);
[7] — вектор узловых токов на границе многополюсника;
N — число трехфазных узлов.
Представим схему многополюсника, состоящего из лучей, число которых соответствует числу его граничных узлов. Такую схему замещения, состоящую из лучей с обобщенными параметрами исходной схемы, будем называть лучевой. В качестве примера рассмотрим электрифицированный участок (рис. 5.2) с тремя тяговыми подстанциями ТП-1, ТП-2 и ТП-3 и одной районной подстанцией РП. Лучевая схема замещения характеризуется следующими особенностями (рис. 5.3).
Рис. 5.2. Схема электрифицированного участка
Рис. 5.3. Схема замещения электрифицированного участка
входят и трехфазные трансформаторы тяговых подстанций. Матрица [Zv] рассчитывается без учета тяговой сети.
В общем случае для подстанции / — тензор сопротивлений Z/7, а взаимная связь между подстанциями определяется тензором Z-.
При изменении коэффициента трансформации меняется сопротивление СВЭ (например, Z/7 меняется на [и] д Z/7 [и] д ).
Учет в схеме замещения установок поперечной емкостной компенсации, емкостной проводимости ВЛ и тока намагничивания и потерь в стали трансформатора в зависимости от цели и метода расчета может быть осуществлен путем включения в схему замещения поперечных проводимостей или соответствующих задающих токов.
Обычно, по опыту расчетов сетей в энергосистемах, емкостная проводимость ВЛ представляется в схеме замещения симметричной трехфазной реактивной проводимостью -jB, подключенной в соответствующем узле ко всем фазам ВЛ, а также к нулевому проводу (к балансирующему узлу). Токи намагничивания и потери в стали трансформаторов учитываются либо трехфазными симметричными проводимостями (G—jB), либо трехфазной симметричной системой задающих токов. Расчет проводимостей и токов дается в учебниках. Указанные проводимости ВЛ и трансформаторов целесообразно предварительно учесть при расчете матрицы узловых сопротивлений системы внешнего электроснабжения.
Матрица узловых сопротивлений определяется известными способами, например, путем наращивания ветвей или обращения матрицы узловых проводимостей. Предварительно формируется матрица размерностью NxN (где N — число узлов схемы прямой последовательности СВЭ), а затем размерностью 3Nx3N.
Тяговая сеть представляется ветвями в соответствии с числом путей и нагрузочных узлов. Для учета взаимного влияния нагрузок смежных путей к каждому узлу одного пути устанавливают узел на другом пути с такой же координатой (у узла с нагрузкой /3 включается узел = 0 (см. рис. 5.3). В тяговой сети двухпутного участка включены посты секционирования ПС и пункты параллельного соединения ППС.
Особенность КУ в тяговой сети — несимметричное их исполнение. На рис. 5.3 КУ на ПС представлена однофазным сопротивлением ZK, включенным между контактной сетью и нулевым проводом. Несимметричные установки продольной емкостной компенсации УПК вместе с отсасывающими и питающими фидерами в схеме замещения целесообразно выделить в отдельные многополюсники. Для реализации расчетов при совместном рассмотрении систем тягового и внешнего электроснабжения разработана программа РАСТ-05К.
В соответствии с приведенными характеристиками отдельных элементов схем замещения линий, а также с их физическим проявлением при моделировании электрических сетей используют схемы ВЛ, КЛ и шинопроводов (рис. 2.5—2.7). Некоторые обобщающие пояснения к этим схемам следующие.
При расчете симметричных установившихся режимов ЭС схему замещения составляют для одной фазы, т.е. продольные ее параметры, сопротивления Z= R+jX изображают и вычисляют для одного фазного провода (жилы), а при расщеплении фазы — с учетом количества проводов в фазе и эквивалентного радиуса фазной конструкции ВЛ.
Емкостная проводимость Вс, как отмечено в подразделе 2.1, учитывает проводимости (емкости) между фазами, между фазами и землей и отражает генерацию зарядной мощности всей трехфазной конструкции линии:
Активная проводимость линии G, изображаемая в виде шунта между фазой (жилой) и точкой нулевого потенциала схемы (землей), включает суммарные потери активной мощности на корону (или в изоляции) трех фаз:
Поперечные проводимости (шунты) Y— G+jB в схемах замещения можно не изображать, а заменять мощностями этих шунтов (рис. 2.5, б, 2.6, б). Например, вместо активной проводимости показывают потери активной мощности в ВЛ
или в изоляции КЛ
Взамен емкостной проводимости указывают генерацию зарядной мощности
Рис. 2.5. Схема замещения ВЛ напряжением 330(220)—500 кВ и КЛ 110— 500 кВ: полная с поперечными проводимостями (а); расчетная (б)
Рис. 2.6. Схема замещения ВЛ напряжением 110—220 кВ и КЛ 35 кВ с емкостными проводимостями (а) и зарядной мощностью вместо проводимостей (б)
Указанный учет поперечных ветвей ЛЭП нагрузками упрощает оценку электрических режимов, выполняемых вручную. Такие схемы замещения линий именуют расчетными (рис. 2.5, б, 2.6, б).
В ЛЭП напряжением до 220 кВ при определенных условиях можно не учитывать те или иные параметры, если их влияние на работу сети несущественно. В связи с этим схемы замещения линий (см. рис. 2.1), в ряде случаев могут быть упрощены.
В ВЛ напряжением до 220 кВ потери мощности на корону, а в КЛ напряжением до 35 кВ диэлектрические потери незначительны. В этом случае в расчетах электрических режимов ими пренебрегают и соответственно принимают равной нулю активную проводимость (см. рис. 2.6). Учет активной проводимости необходим для ВЛ напряжением 220 кВ и для КЛ напряжением 110 кВ и выше в расчетах, требующих вычисления потерь электроэнергии, а для ВЛ напряжением 330 кВ и выше также при расчете электрических режимов (см. рис. 2.5).
Необходимость учета емкости и зарядной мощности линии зависит от соизмеряемое™ зарядной и нагрузочной мощности. В местных сетях небольшой протяженности при номинальных напряжениях до 35 кВ зарядные токи и мощности значительно меньше нагрузочных, поэтому в КЛ емкостную проводимость учитывают только при напряжениях 20 и 35 кВ, а в ВЛ ею можно пренебречь.
В районных сетях (напряжением 110 кВ и выше) со значительными протяженностями (40—50 км и больше) зарядные мощности могут оказаться соизмеримыми с нагрузочными и подлежат обязательному учету либо непосредственно (см. рис. 2.6, б), либо введением емкостных проводимостей (см. рис. 2.6, а).
Рис. 2.7. Схема замещения ВЛ напряжением 0,38—35 кВ и КЛ 0,38—20 кВ (а); КЛ 0,38—10 кВ малых сечений (б)
В проводах ВЛ при малых сечениях (16—35 мм 2 ) преобладают активные сопротивления, а при больших сечениях (240 мм 2 и более в районных сетях напряжением 220 кВ и выше) свойства сетей определяются их индуктивностями. Активные и индуктивные сопротивления проводов средних сечений (50—185 мм 2 ) близки друг к другу. В КЛ напряжением до 10 кВ небольших сечений (50 мм 2 и менее) определяющим является активное сопротивление, и в таком случае индуктивные сопротивления могут не учитываться (рис. 2.7, б).
Читайте также: