1.1. РПЗ-1. Выбор числа и мощности трансформаторов связи на электростанции Методика расчета При отсутствии графиков электрической нагрузки для трансформаторов, подключенных к генераторному распределительному устройству (ГРУ), вычисляют мощности трех режимов и выбирают наибольшую из них. Режим 1. При минимальном потреблении нагрузки на генераторном напряжении ( S1 p , MB A ): S1 p P n г Р м ин Рсн n гру Q г n гру Q м ин Qсн n гру , 2 гру 2 где Рг , Рсн — активная мощность одного генератора и его собственных нужд, МВт; Qг , Qсн — реактивная мощность одного генератора и его собственных нужд, Мвар; Рм ин — активная минимальная нагрузка на генераторном напряжении, МВт; Qм ин — реактивная минимальная нагрузка на генераторном напряжении, Мвар; nгру — число генераторов, подключенных к ГРУ. Режим 2. При максимальном потреблении нагрузки на генераторном напряжении ( S 2 p , MB A ): S2 p P n Рм акс Рсн nгру Qг nгру Qм акс Qсн nгру , 2 г гру 2 где Рм акс — активная максимальная нагрузка на напряжении, МВт; Qм акс — реактивная максимальная нагрузка на напряжении, Мвар. генераторном генераторном Режим 3. При отключении одного генератора и максимальном потреблении нагрузки на генераторном напряжении ( S3 p , MB A ): S3 p P n г , гру 2 2 Рмакс Рсн n,гру Qг n,гру Qмакс Qсн n,гру , , где nгру — новое число генераторов, подключенных к ГРУ, , nгру nгру 1. Условие выбора мощности трансформаторов ( S т.гру ), подключенных к ГРУ: S т.гру 0,7 S м. р , где S м. р — максимальная расчетная мощность, МВ-А. Это мощность одного из рассчитанных режимов. При блочном подключении генераторов и трансформаторов Pг Рсн 2 Qг Qсн 2 . Sбл. p Условие выбора мощности блочного трансформатора: Sт.бл Sбл. р , где S бл. р — полная расчетная мощность блочного трансформатора, МВА. Для выбора трансформатора по справочнику нужно знать три величины: полную расчетную мощность, высокое и низкое напряжение. Высокое напряжение ( Vвн ) ориентировочно определяют из соотношения Vвн Vлэп (1...10) Рпер где Vл эп — напряжение линии электропередачи, кВ; Рпер — активная мощность передаваемая от электростанции в ЛЭП, МВт, Рпер Рг пг Рсн пг Рмин, где пг — количество генераторов на электростанции. Из полученного промежутка значений напряжения выбирается класс напряжения, соответствующий среднему номинальному значению по шкале напряжений: 10,5 21 36,75 115 158 230 247 525 ...кВ. Полную передаваемую мощность ( S ïåð ) без учета потерь определяют по формуле S пер Рпер cos г ; Qпер Рперtg г , cosã — где коэффициент активной мощности генераторов электростанции. Полную передаваемую мощность с учетом потерь в трансформаторах ( S лэп ) определяют как S лэп Sпер К пот , где К пот — коэффициент потерь в трансформаторе. Зависимость К пот F (cos г ) cosã 1 0,9 0,8 0,7 0,6 К пот 1,02 1,06 1,08 1,085 1,09 Приближенно потери в трансформаторах можно определить из соотношений Рт 0,02S пер ; Qт 0,1S пер . Коэффициент загрузки трансформатора ( К з ) определяется по формуле Кз Sф пS т , где Sф — фактическая нагрузка на трансформаторы, МВ-А; Sт — номинальная мощность трансформатора, МВ-А; п — число трансформаторов, на которое распределена фактическая нагрузка. В конце расчетно-практического задания пишется ответ, где указывается: • количество и марка трансформаторов; • значения их коэффициентов загрузки; • полная передаваемая мощность S лэп . Пример Дано: Sдоп=139 МВ.А Тип генератора — ТВФ-63 Vвн=220 кВ Vr=10,5кВ cos φr = 0,8 РУ ВН nгру=2 Т1 Т2 Т3 Рмин = 50 МВт Рмакс = 65 МВт Vг=10,5 кВт cosφг=0,8 cos φн = 0,85 Рсн=10% Требуется: составить структурную схему электростанции (ЭС); рассчитать и выбрать трансформаторы; определить К3, Sлэп, Улэп. 63х3МВт ГРУ Рмин=50МВт Рмакс=65МВт cosφн=0,85 СН G1 СН G2 СН G3 Рис. 1.1.1. Структурная схема ЭС Решение: Составляется структурная схема ЭС и наносятся данные (рис. 1.1.1). Определяется расчетная мощность трансформатора ГРУ: S1 p P n г гру Рм ин Рсн nгру Qг nгру Qм ин Qсн nгру 2 2 (63 2 50 6,3 2) 2 (47,3 2 31 4,7 2)2 83,4 MB A Qг Р1 tgг 63 0,75 47,3 Мвар Qмин Рмин tgн 50 0,62 31 Мвар Рсн 0,1Р1 0,1 63 6,3 МВт Qсн Рсн tg1 6,3 0,75 4,7 Мвар Qмакс Рмакс tgн 65 0,62 40,3 Мвар P n S2 p Рм акс Рсн nгру Qг nгру Qм акс Qсн nгру 2 г гру 2 (63 2 65 6,3 2) 2 (47,3 2 40,3 4,7 2) 2 66 МВ А P n S3 p 2 Рмакс Рсн n,гру Qг n,гру Qмакс Qсн n,гру , г гру 2 (63 65 6,3)2 (47,3 40,3 4,7)2 8,6 МВ А Примечание. Знак «минус» в первой скобке подкоренного выражения означает, что недостающая мощность потребляется из ЭНС. Sтгру 0,75S1 p 0,7 83,4 58,4 MB A Определяется расчетная мощность блочного трансформатора . Sблр Pг Рсн 2 Qг Qсн 2 (63 6,3)2 (47,3 4,7)2 79,1 MB A Sтбл Sблр 79,1 MB A Определяется передаваемая мощность Рпер=Ргnг+Рснпг-РМИН = 63∙3-6,3∙3-50= 120,1МВт; Sпер Рпер 120,1 139 MB A К пот cos г К пот 0,8 1,08 Кпот F (cos г ) F (0,8) 1,08 S Определяется напряжение передачи Vвн = Vлэп = (1...10)Рпер = (1…10)∙120,1 =120,1... 1201 кВ. Согласно шкале напряжение принимается Vвн = 220 кВ. Выбираются трансформаторы согласно таблицам А.1, А.3. Для ГРУ — Блочный —один ТД 80000два ТРДЦН 63000-220/10,5 220/10,5 Vвн = 230 кВ Vвн = 242 кВ Vнн =11-11 кВ Vнн = 10,5 кВ ∆Рхх = 70 кВт ∆Рхх = 79 кВт ∆Ркз = 265 кВт ∆Ркз = 315 кВт uк= 11,5 % uк= 11 % iхх = 0,5 % iхх = 0,45 % Определяются коэффициенты загрузки трансформаторов K з.гру K з.bl схему. S ф.гру 2 S m.upy S ф.b 2S m.b 83,4 0,66; 2 63 79,1 0,99; 80 Наносятся необходимые данные (Sлэп, Vлэп) на структурную Ответ: На ЭС выбраны трансформаторы связи ГРУ — 2 х ТРДНЦ 63000-220/10,5; Кз.гру БЛ—ТДЦ 80000-220/10,5; Кз.бл = 0,99; Sлэп = 139 МВ∙А. Структура условного обозначения турбогенераторов Одна или две буквы Т или ТГ — турбогенератор 1 2 3 В В 100 0 4 Одна или две буквы Тип охлаждения: В — водородное ВВ — водородно-водяное ВФ — водородно-форсированное ЗВ — трижды водяное (ротор, статор и сердечник) ВМ — водомасляное Без буквы — воздушное Число Номинальная мощность, МВт (для генератора типа ТВФ-120-2 указана мощность в продолжительно допустимом режиме перегрузки) Количество полюсов Например: Т Турбогенератор Водородно-водяное охлаждение Мощность — 1000 МВт Количество полюсов — 2 шт. Таблица 1.1.1. Индивидуальные задания для РПЗ-1 2 Вариант 1 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 тип 2 Т-6-2 ТВФ-63-2 ТВФ-160-2 ТВВ-200-2 ТВВ-800-2 ТВВ-320-2 ТВС-32-2 ТВВ-220-2 ТВФ-120-2 Т-6-2 ТВВ-165-2 ТВФ-63-2 ТВС-32-2 ТВМ-300-2 ТВФ-100-2 ТВВ-220-2 ТВС-32-2 ТВФ-60-2 ТВВ-165-2 Т-12-2 ТВВ-320-2 ТВФ-60-2 ТЗВ-800-2 ТГВ-300-2 ТВФ-60-2 Т-12-2 ТВФ-100-2 ТВФ-120-2 ТВВ-200-2 ТВФ-63-2 Генераторы Vг,к nгру В 3 4 5 6,3 0,8 4 6,3 0,8 3 18 0,85 3 15,75 0,85 2 24 0,9 2 20 0,85 3 10,5 0,8 4 15,75 0,85 2 10,5 0,8 2 10,5 0,8 5 18 0,85 3 6,3 0,8 4 10,5 0,8 4 20 0,85 3 10,5 0,85 5 15,75 0,85 3 6,3 0,8 3 10,5 0,8 з 18 0,85 2 6,3 0,8 5 20 0,85 2 10,5 0,8 3 24 0,9 2 20 0,85 2 6,3 0,8 2 10,5 0,8 3 10,5 0,85 2 10,5 0,8 4 15,75 0,85 3 10,5 0,8 2 nбл 6 2 2 1 1 1 1 2 1 2 3 1 1 3 1 2 1 1 2 1 2 1 3 1 1 3 3 2 1 1 1 Рсн, % 7 10 10 8 8 5 6 10 8 9 10 8 10 10 6 9 8 10 10 8 10 6 10 5 6 10 10 9 9 8 10 Нагрузка ГРУ Рмин, Рмакс, МВт МВт 8 9 5 10 40 80 300 400 200 300 800 1200 300 400 10 15 200 300 100 200 8 10 300 400 30 50 40 50 600 700 300 400 400 500 4 6 10 20 200 300 5 10 300 400 30 100 800 1000 300 600 40 60 5 10 100 200 100 200 400 500 50 65 10 0,9 0,92 0,85 0,87 0,95 0,93 0,94 0,9 0,92 0,93 0,94 0,95 0,96 0,88 0,87 0,93 0,9 0,85 0,86 0,92 0,93 0,94 0,95 0,96 0,95 0,94 0,93 0,92 0,9 0,85 1.2. РПЗ-2. Расчет ЛЭП и выбор неизолированных проводов Методика расчета Рассчитать линию электропередачи (ЛЭП) — это значит определить: — сечение провода и сформировать марку; — потери мощности; — потери напряжения. Сечение провода, соответствующее минимальной стоимости передачи электроэнергии (ЭЭ), называют экономическим. ПУЭ (правила устройства электроустановок) рекомендуют для определения расчетам экономического сечения (Sэк) метод экономической плотности тока. S эк I м. р j эк где S эк — экономическое сечение провода, мм2 ; I m. p — максимальный расчетный ток в линии при нормальном режиме работы, А; Для трехфазной сети I м. р S пер 3Vпер j эк — экономическая плотность тока, А/мм ; принимается на основании опыта эксплуатации. j эк F (Tm , вид проводника), где Тм — время использования максимальной нагрузки за год, час. Гм, час 1000...3 3000... 000 5000 Медные 2,5 2,1 Алюминиевые 1,3 1,1 Полученное расчетное экономическое сечение (S3K) приводят к ближайшему стандартному значению. Проводник — неизолированные провода 5000... 8700 1,8 1,0 Если получено большое сечение, то берется несколько параллельных проводов (линий) стандартного сечения так, чтобы суммарное сечение было близко к расчетному. Формируется марка провода, указывается допустимый ток. Оптимальное расстояние передачи ( , км) приближенно определяется из соотношения Lл эп (0,3....1)Vпер , Pл еп Потери мощности в ЛЭП определяются по формулам S пер п V л еп пер 2 S пер R л еп ; Q л еп п V X л еп л еп л еп 2 где PЛЭП потери активной мощности в ЛЭП, МВт; Q ЛЭП потери реактивной мощности в ЛЭП, Мвар; Sпер полная передаваемая мощность, МВ А; Vпер напряжение передачи, кВ; R ЛЭП , X ЛЭП полное активное и индуктивное сопротивление, Ом; n ЛЭП число параллельных линий. S ЛЭП P 2 ЛЭП Q 2 ЛЭП . Сопротивления в ЛЭП определяются из соотношений R ЛЭП 1 n ЛЭП r0 L ЛЭП ; Х ЛЭП x 0 L ЛЭП , где r0 , x 0 удельные сопротивления, Ом/км. Значение активного сопротивления на единицу длины определяется для воздушных, кабельных и других линий при рабочей температуре 10 3 , γS где γ – удельная проводимость, м/(Ом мм 2 ). r0 Так как чаще всего длительно допустимая температура проводников 65 или 70 С, то без существенной ошибки принимают γ = 50 м/(Ом мм 2 ) для медных проводов, γ = 30 м/(Ом мм 2 ) для алюминиевых проводов; S – сечение проводника (одной жилы кабеля), мм 2 Значение индуктивного сопротивления на единицу длины с достаточной точностью принимается равным x 0 0,4 Ом/км для воздушных ЛЭП ВН; x 0 0,8 Ом/км для кабельных ЛЭП ВН. Потери напряжения в ЛЭП определяются из соотношения ΔVЛЭП 10 2 Pпер L ЛЭП (r0 x 0 tg ЛЭП ), 2 n ЛЭП VЛЭП где VЛЭП потеря напряжения в одной ЛЭП, %; Р ЛЭП передаваемая по линии активная мощность, МВт; L ЛЭП протяженность ЛЭП, км; r0 , x 0 активное и индуктивное сопротивления на единицу длины ЛЭП; VЛЭП напряжение передачи, кВ. Vпер ΔVЛЭП 10 2. ΔVЛЭП Примечания. 1. Наибольшая допустимая потеря напряжения в ЛЭП ( Vдоп ) не должна превышать 10 % от номинального значения. 2. Приближенно потери активной мощности можно определять по формуле Р ЛЭП 0,03S ЛЭП . В конце расчетно-практического задания пишется ответ, где указывается условное обозначение, допустимый ток, протяженность ЛЭП; потери полной мощности ( SЛЭП ); потери напряжения( VЛЭП ). Пример Дано: Sпер 139 МВ А (из РПЗ 1) Vпер 220 кВ (из РПЗ 1) Марка провода — А cos ЛЭП 0,85 Т М 4000 ч S пер 139 МВ А; S ЛЭП 137 МВ А; Vпер 220 кВ VЛЭП 220 кВ РН А–3×(3 × 120) I доп 3 375 A ΔS ЛЭП 2 МВ А Требуется: ΔVЛЭП 4,3 % (9,46 кВ) составить L ЛЭП 100 км структурную схему ЛЭП; Рис. 1.2.1. Структурная схема ЛЭП рассчитать и выбрать проводники; определить потери SЛЭП , VЛЭП . Решение: Составляется структурная схема ЛЭП, и наносятся данные (рис. 1.2.1). По экономической плотности тока определяется расчетное сечение проводов и приводится к стандартному значению. I м.р. Sэк jэк I м.р. 365,2 332 мм 2 ; 1,1 Sпер 3Vпер 139 10 3 365,2 А; 11,73 220 jэк F(Т м , Ал) F(4000, Ал) 1,1 А/мм 2 . По [5,с.71] выбирается для ВЛ наружной прокладки провод А–3×(3 × 120), I доп 3 375 A. Определяется оптимальная длина ЛЭП L ЛЭП (0,3...1)Vпер (0,3...1) 220 66...220 км. Принимается L ЛЭП 100 км. Определяется сопротивление ЛЭП R ЛЭП 1 n ЛЭП r0 L ЛЭП 1 0,28 100 9,3 Ом; 3 3 10 103 r0 0,28 Ом/км; γS 30 120 γ Ал 30 м/(Ом мм 2 ); X ЛЭП x 0 L ЛЭП 0,4 100 40 Ом. Определяются потери мощности в ЛЭП 2 ΔPЛЭП Sпер n V ЛЭП пер 2 R ЛЭП 139 9,3 0,4 МВт; 3 220 ΔQ ЛЭП Sпер n V ЛЭП пер 2 X ЛЭП 139 40 1,8 Мвар; 3 220 2 2 ΔS ЛЭП ΔPЛЭП ΔQ 2ЛЭП 0,4 2 1,82 1,84 МВ А. Принимается ΔS ЛЭП 2, тогда с учетом потерь S ЛЭП Sпер ΔS ЛЭП 139 2 137 МВ А. Определяются потери напряжения в ЛЭП ΔVЛЭП 10 2 Р пер L ЛЭП (r0 x 0 tg ЛЭП ) 2 n ЛЭП VЛЭП 10 2 118,2 100 (0,28 0,4 0,62) 4,3 %; 3 220 2 Pпер Sпер cos ЛЭП 139 0,85 118,2 МВт. При cos ЛЭП 0,85; tg ЛЭП 0,62 Vпер ΔVЛЭП 102 220 4,3 102 9,46 кВ. ΔVЛЭП Ответ: ВЛ — А–3×(3 × 120); I доп 3 375 A; L ЛЭП 100 км; ΔS ЛЭП 2 МВ А; ΔVЛЭП 4,3 %. Таблица 1.2.1. Индивидуальные задания для РПЗ–2,3 РПЗ–2 РПЗ–3 ЛЭП Потребитель 1 Потребитель 2 Вариант марка cos Т м ,ч Р1 , МВт V1 , кВ cos1 Р 2 , МВт V2 , кВ cos2 ЛЭП провода 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 1 АСКП 0,9 1000 63 6,3 0,8 25 35 0,95 2 АСК 0,85 1500 125 10 0,81 400 20 0,94 3 АС 0,8 2000 250 6,3 0,82 63 10 0,93 4 А 0,9 2500 200 35 0,83 80 6,3 0,92 5 АСКП 0,85 3000 200 6,3 0,84 40 35 0,91 6 АСК 0,8 3500 250 10 0,85 630 20 0,9 7 АС 0,9 4000 125 6,3 0,86 125 10 0,89 8 А 0,85 4500 250 35 0,87 80 6,3 0,88 9 АСКП 0,8 5000 125 6,3 0,88 63 35 0,87 10 АСК 0,9 5500 125 10 0,89 630 20 0,86 11 АС 0,85 6000 63 6,3 0,9 125 10 0,85 12 А 0,8 6500 125 35 0,91 80 6,3 0,84 13 АСКП 0,9 7000 200 6,3 0,92 80 35 0,83 14 АСК 0,85 7500 200 10 0,93 400 20 0,82 Продолжение табл. 1.2.1 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 АС А АСКП АСК АС А АСКП АСК АС А АСКП АСК АС А АСКП АСК 0,8 0,9 0,85 0,8 0,9 0,85 0,8 0,9 0,85 0,8 0,9 0,85 0,8 0,9 0,85 0,8 8000 7500 7000 6500 6000 5500 5000 4500 4000 3500 3000 2500 2000 1500 1000 4000 125 200 250 200 200 125 200 63 250 125 250 125 63 200 250 30 6,3 35 6,3 10 6,3 35 6,3 10 6,3 35 6.3 10 6,3 35 6,3 35 0,94 0,95 0,94 0,93 0,92 0,91 0,9 0,89 0,88 0,87 0,86 0,85 0,84 0,83 0,82 0,9 80 63 80 400 80 80 63 630 125 80 40 630 125 80 25 50 10 6,3 35 20 10 6,3 35 20 10 6,3 35 20 10 6,3 35 10 0,81 0,8 0,81 0,82 0,83 0,84 0,85 0,86 0,87 0,88 0,89 0,9 0,91 0,92 0,93 0,85