Загрузил Михаил Горшков

(Курсовая работа за 3 курс)

Реклама
Содержание
Исходные данные ..................................................................................................3
1 Составление баланса активной мощности и выбор генераторов ТЭЦ..........6
2 Обоснование схемы и напряжения электрической сети ............................... 8
3
Баланс
реактивной
мощности,
выбор
мощности
и
размещение
компенсирующих устройств ................................................................................12
4 Выбор и проверка сечений проводов линий электропередачи ......................14
5 Выбор схемы выдачи мощности и трансформаторов ТЭЦ ............................16
6 Выбор трансформаторов и схем подстанций в узлах нагрузки .....................19
7 Приведение нагрузок узлов и мощности ТЭЦ к стороне ВН ........................21
8 Расчет установившегося режима электрической сети ...................................26
9 Регулирование напряжения ...............................................................................30
Список литературы .............................................................................................. 33
1
Исходные данные
Требуется разработать проект электроэнергетической системы района в
соответствии с заданными исходными данными и методическими указаниями
по оформлению.
В рамках проекта подлежат разработке следующие разделы:
1. Составление баланса активной мощности и выбор генераторов ТЭЦ.
2. Обоснование схемы и напряжения электрической сети.
3. Составление баланса реактивной мощности, выбор и размещение
компенсирующих устройств.
4. Выбор и проверка сечений проводов линий электропередачи.
5. Выбор схемы выдачи мощности и трансформаторов ТЭЦ.
6. Выбор трансформаторов и схем подстанций в узлах нагрузки.
7. Приведение нагрузок узлов и мощности ТЭЦ к стороне высшего
напряжения.
8. Расчет установившегося режима электрической сети.
9. Регулирование напряжения в узлах нагрузки.
Таблица 1. Сведения о климатических условиях и мощностях узлов
Вариант
4
Сведения о мощности узлов
Р1, МВт
Q1, МВар
Р2, МВт
Р3, МВт
Р4, МВт
60
30
45
30
35
2
система
А
1
4
3
с
2
ТЭЦ
Рисунок 1 – Схема расположения узлов источников питания и нагрузок
1. Во всех узлах нагрузки имеются электроприемники 1, 2 и 3-й
категорий по надежности электроснабжения.
2. Номинальные напряжения на шинах районной подстанции (узел 1)
Uном=110 и 220кВ, уровень напряжения в период наибольшей
нагрузки Uном= 1,05Uном;
3. Мощность собственных нужд ТЭЦ: РСН = 0,1РТЭЦ, коэффициент
реактивной мощности нагрузки: tgφСН=1,0;
4. Продолжительность использования наибольшей нагрузки в узлах 2,3
и 4: Тmax = 5500 ч;
5. Коэффициенты реактивной мощности нагрузок в узлах 2, 3 и 4:
tgφ2=0,7; tgφ3=0,8; tgφ4=0,9.
3
ВВЕДЕНИЕ
В последнее время в связи с постоянным ростом потребляемой
мощности, появлением новых пунктов нагрузок, что связано с увеличением
числа электробытовой техники у потребителей, строительством новых жилых
комплексов,
возникает
задача
развития
и
реконструкции
районных
электрических сетей.
Районные электрические сети напряжением 110-220 кВ являются
важным элементом электроэнергетических систем. От правильности их
проектирования зависит надежность электроснабжения потребителей и
качество электроэнергии, поступающей к потребителям.
Целью данной работы является развитие районной электрической
сети. В ходе ее выполнения было обращено внимание на следующие моменты:

вопрос развития районной электрической сети: составление
рациональных вариантов схем развития сети, выбор напряжения,
сечения проводов воздушных линий, трансформаторов у потребителей.

Расчеты режима наибольших нагрузок, регулирование
напряжения с помощью РПН.
4
1. СОСТАВЛЕНИЕ БАЛАНСА АКТИВНОЙ МОЩНОСТИ И ВЫБОР
ГЕНЕРАТОРОВ ТЭЦ
Баланс активной мощности, составляемый в энергосистеме для режима
максимальной нагрузки, представляет собой равенство генерируемой и
потребляемой мощностей в электрической системе.
𝑘𝑝(𝑃2+𝑃3+𝑃4)+Δ𝑃Σ+𝑃СН=𝑃ТЭЦ+𝑃1 (1)
где 𝑘𝑝≅0,9– коэффициент разновременности максимумов активной
нагрузки;
𝑃𝑖 – активные мощности нагрузок в узлах, 𝑖=2,3,4;
Δ𝑃Σ – суммарные потери мощности в линиях и трансформаторах;
𝑃СН=0,1𝑃ТЭЦ – мощность собственных нужд ТЭЦ;
𝑃ТЭЦ – мощность генераторов ТЭЦ;
𝑃1 – активная мощность, передаваемая через районную подстанцию.
Величина потерь Δ𝑃Σ ориентировочно составляет 5-10% от суммарной
потребляемой активной мощности в системе.
0,9(45+30+35)+0,1(45+30+35)+0,1𝑃ТЭЦ=𝑃ТЭЦ+60
𝑃ТЭЦ=55,56 МВт
Выбираем генератор Т-20 в количестве 3шт. Параметры генератора
представлены в таблице 3.
Таблица 3. Параметры генератора Т-20.
Тип
генератора
Частота
вращения,
об/мин
𝑆ном,МВ∙А
𝑃ном,МВт
𝑈ном,кВ
𝑐𝑜𝑠𝜑
Т-20
3000
24
20
10,5
0,8
Определяем суммарную установленную мощность ТЭЦ:
𝑃ТЭЦ уст=Σ𝑖𝑃ном 𝑖; (2)
𝑃ТЭЦ уст=20∗3=60МВт;
𝑄ТЭЦ уст=Σ𝑖𝑃ном𝑖 𝑡𝑔𝜑ном𝑖; (3)
𝑄ТЭЦ уст=60∗0,75=45МВар;
5
Определяем мощность, выдаваемую станцией в систему:
𝑃ТЭЦ сист=𝑃ТЭЦ уст−𝑃СН−𝑃2; (4)
𝑃ТЭЦ сист=60−0,1∗60−45=9МВт
𝑄ТЭЦ сист=𝑄ТЭЦ уст−𝑄СН−𝑄2; (5)
𝑄ТЭЦ сист=45−6−31,5=7,5МВар
где 𝑄СН=𝑃СН𝑡𝑔𝜑СН – реактивная мощность собственных нужд ТЭЦ;
𝑄2=𝑃2𝑡𝑔𝜑2 – реактивная мощность нагрузки в узле 2.
Полная мощность, выдаваемая станцией в систему:
2
2
𝑆ТЭЦ СИСТ = √𝑃ТЭЦ
СИСТ + 𝑄ТЭЦ СИСТ ; (6)
𝑆ТЭЦ СИСТ = √92 + 7.52 = 11,7 МВА
6
2. ОБОСНОВАНИЕ СХЕМЫ И НАПРЯЖЕНИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ
СЕТИ
Электрическая сеть должна обеспечивать надежное электроснабжение
потребителей и требовать для своего развития наименьших затрат
материальных ресурсов. С этих позиций и следует в первую очередь намечать
схему проектируемой электрической сети.
При выполнении курсового проекта следует:
- наметить для заданного взаимного расположения узлов электрической
сети возможные к сооружению линии электропередачи;
- принять к рассмотрению 3-4 варианта схем и проанализировать их с
позиций
надежности
энергосистемы
и
должна
экономичности;
связь
обеспечиваться
при
ТЭЦ
с
отказе
подстанцией
любой
линии
электропередачи;
-
выбрать
для
дальнейшего
расчета
окончательный
вариант
электрической сети.
Рассчитаем протяженность линий электропередач (ЛЭП) между
подстанциями (ПС) на основание исходных данных, используя теорему
Пифагора.
При
непрямолинейность
расчете
трасс
учтем
ВЛ
с
заданный
помощью
масштаб
20км/см
коэффициента
и
Кудл=1,1.
Полученный результат представлен графически на рисунке 2.1.
Выберем к рассмотрению три возможных варианта электрической сети,
представленных на рисунке 2.2.
7
система
1
система
1
2
1
4
4
3
с
с
3
2
2
ТЭЦ
система
1
ТЭЦ
система
3
1
4
4
4
с
с
3
3
2
2
ТЭЦ
ТЭЦ
Рисунок 2.2 – Исследуемые варианты развития электрической сети
Сведем сведения о протяженности трасс ВЛ 110кВ и количества
выключателей ГРУ ВН 110кВ в таблицу 4.
8
Таблица 4. Протяженность ВЛ и количество выключателей ГРУ ВН
Конфигурация сети
Одноцепное исполнение ВЛ, км
вариант №1
вариант №2
вариант №3
вариант №4
Из сопоставления схем вид видно, что схема
216
304,0
338,0
370,0
2 и 4 будут дороже,
рассматриваемые сети представляю собой магистрально-радиальный тип, все
ВЛ представлены в двухцепном исполнение. Также эти варианты обладают
меньшей надежностью чем замкнутые. Данные схемы из дальнейшего расчета
исключаем.
К дальнейшему рассмотрению принимаем схему 1.
При определении напряжения электрической сети сначала оценим
напряжения отдельных линий, а потом примем напряжение всей сети. Для
того, чтобы найти напряжение отдельных линий, необходимо знать потоки
мощности
в
линиях.
Расчет
предварительного
(без
учета
потерь)
распределения мощностей в разомкнутых сетях определяется по первому
закону Кирхгофа.
Для
определения
предварительного
распределения
мощностей
разрезаем сеть по источнику питания (узел 1) и представляем сетью с
двухсторонним питанием. Направления мощностей в линиях задаются
произвольно.
отрицательный
Если
при
знак,
то
расчете
эта
некоторая
мощность
будет
мощность
течет
направлении,
в
иметь
противоположному выбранному.
Поскольку сечения линий еще не выбраны, распределение мощностей
определяется по длинам линий. Мощности, протекающие по головным
участкам сети, определяются по следующим выражениям:
9
P3 (𝑙23 + 𝑙24 + 𝑙1′4 ) − PТЭЦ СИСТ (𝑙24 + 𝑙1′4 ) + P4 (𝑙1′4 )
(7)
𝑙13 +𝑙23 + 𝑙24 + 𝑙1′4
30(64 + 63 + 42) − 9(63 + 42) + 35(42)
=
= 24,7 МВт
47 + 64 + 63 + 42
P3 (𝑙13 +𝑙23 ) − PТЭЦ СИСТ (𝑙13 +𝑙23 ) + P4 (𝑙13 +𝑙23 + 𝑙24 )
P14 =
𝑙13 +𝑙23 + 𝑙24 + 𝑙1′4
30(47) − 9(47 + 64) + 35(47 + 64 + 63)
=
= 31,3 МВт
47 + 64 + 63 + 42
31,3 + 24,7 = 30 + 35 − 9
56 мВт=56 мВт
P13 =
Мощности, протекающие по линиям 2-4 и 1-4, 3-2, рассчитываются по
первому закону Кирхгофа.
P23 = P3 − P13 = 30 − 24,7 = 5,3 МВт (8)
P24 = PТЭЦ СИСТ − P23 = 9 − 5,3 = 3,7 МВт (9)
Номинальное
напряжение
линии
электропередачи
определяется
активной мощностью Р, передаваемой по линии, и расстоянием L, на которое
эта мощность передается. Т.к. длина линий менее 250 км и передаваемая по
ним мощность менее 60 МВт, то для вычисления напряжения линий
электропередачи можно воспользоваться формулой Стилла:
𝑈ном = 4,34√𝐿 + 16𝑃 (11)
𝑈ном 13 = 4,34√47 + 16 ∙ 24,7 = 91,3 кВ → 110кВ (12)
𝑈ном 23 = 4,34√64 + 16 ∙ 5,3 = 52,9 кВ → 110кВ (13)
𝑈ном 24 = 4,34√63 + 16 ∙ 3,7 = 48,0 кВ → 110кВ (14)
𝑈ном 14 = 4,34√42 + 16 ∙ 31,3 = 101,0 кВ → 110кВ (15)
В замкнутой сети для всех линий, как правило, применяется одно
наибольшее номинальное напряжение.
10
P12
1
P32
3
P24
2
P3
P1'4
4
-PТ ЭЦ
1'
P4
Рисунок 2.3 – Сеть с двухсторонним питанием
3. БАЛАНС РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ, ВЫБОР МОЩНОСТИ И
РАЗМЕЩЕНИЕ КОМПЕНСИРУЮЩИХ УСТРОЙСТВ
Баланс реактивной мощности, составляемый для режима наибольшей
загрузки, представляет собой равенство генерируемой и потребляемой
реактивных мощностей в электрической системе.
𝑘𝑞(𝑄2+𝑄3+𝑄4)+Δ𝑄л+𝑄СН+Δ𝑄Т=𝑄ТЭЦ уст+𝑄КУ+𝑄1+𝑄С (16)
где 𝑄𝑖=𝑃𝑖𝑡𝑔𝜑𝑖 – реактивные мощности нагрузок в узлах, i=2, 3, 4;
𝑘𝑞≅0,9 – коэффициент разновременности максимумов реактивной
нагрузки;
𝑄1 – реактивная мощность, передаваемая через районную подстанцию;
Δ𝑄Л и 𝑄Т – потери мощности в линиях и трансформаторах;
𝑄ТЭЦ уст, 𝑄СН- реактивная мощность ТЭЦ и её собственных нужд;
𝑄𝐶 – зарядная мощность линий электропередачи;
𝑄КУ – требуемая суммарная мощность компенсирующих устройств
В предварительных расчетах можно принять
Δ𝑄т≅0,1(𝑆3+𝑆4+𝑆ТЭЦ СИСТ); (18)
𝑄𝐶≅2,6∙10−6𝑈2𝐿Σ, МВар; (19)
Δ𝑄л≅(5÷25)10−3𝐿Σ, МВар; (20)
где 𝐿Σ – суммарная длина линии в одноцепном исполнении, км.
11
Из уравнения баланса реактивной мощности определяется требуемая
суммарная мощность компенсирующих устройств 𝑄КУ.
𝑄КУ=𝑘𝑞(𝑄2+𝑄3+𝑄4)+Δ𝑄л+𝑄СН+Δ𝑄Т−𝑄ТЭЦ уст−𝑄1−𝑄С=
0,9(31,5+24+31,5)+2,74+1,0*6+9,72-45-30-8,63=13,14МВар (21)
Распределение мощности 𝑄КУ между потребителями решим упрощенно.
В узле 2 компенсирующие устройства не размещаются, поскольку в этом узле
находится ТЭЦ, генераторы которой являются мощным источником
реактивной мощности.
Распределение мощности Qку между узлами 3 и 4 выполняется по
равенству коэффициентов реактивной мощности в этих узлах:
𝑡𝑔𝜑 =
𝑡𝑔𝜑 =
∑ 𝑃𝑖 𝑡𝑔𝜑 − 𝑄ку
; 𝑖 = 3,4
∑ 𝑃𝑖
(22)
30 ∙ 0,8 + 35 ∙ 0,9 − 13,14
= 0,65
30 + 35
Искомые мощности компенсирующих устройств в узлах составят:
𝑄ку3 = 30(0,8 − 0,65) = 4,45 МВар (23)
𝑄ку4 = 35(0,9 − 0,65) = 8,69 МВар (24)
Расчетные нагрузки в узлах составят:
𝑃𝑝3 = 30 МВт; 𝑄𝑝3 = 𝑄3 − 𝑄ку3 = 24 − 4.45 = 19,55МВар
𝑆𝑝3 = 35,8МВА (25)
𝑃𝑝4 = 35 МВт; 𝑄𝑝4 = 𝑄4 − 𝑄ку4 = 31,5 − 8,69 = 22,81МВар
𝑆𝑝4 = 41,8МВА (26)
12
4. ВЫБОР И ПРОВЕРКА ПРОВОДОВ ЛИНИЙ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ
Для выбора сечения проводов воздушных линий электропередачи
необходимо
знать
Предварительное
полные
мощности,
распределение
протекающие
реактивных
по
мощностей
в
линиям.
линиях
электрической сети определяется так же, как и активных мощностей.
Q P3 (𝑙23 + 𝑙24 + 𝑙1′4 ) − Qтэц сист(𝑙24 + 𝑙1′4 ) + Q P4 (𝑙1′4 )
(27)
𝑙13 +𝑙23 + 𝑙24 + 𝑙1′4
19,55(64 + 63 + 42) − 7,5(113, +47,363 + 42) + 22,81(42)
=
47 + 64 + 63 + 42
= 15,2МВар
Q P3 (𝑙13 ) − Qтэц сист(𝑙13 +𝑙23 ) + Q P4 (𝑙13 +𝑙23 + 𝑙24 )
Q14 =
𝑙13 +𝑙23 + 𝑙24 + 𝑙1′4
19,55(47) − 7,5(47 + 64) + 22,81(47 + 64 + 63)
=
= 19,7 МВар
47 + 64 + 63 + 42
Q13 =
Реактивные мощности, протекающие по линиям 2-4 и 1-4, 3-2,
рассчитываются по первому закону Кирхгофа.
Q 23 = Q 𝑃3 − Q13 = 19.55 − 15,12 = 4,4МВар (28)
Q 24 = Q ТЭЦ СИСТ − Q 23 = 7,5 − 4,4 = 3,1МВар (29)
Проверяем правильность расчетов:
Q14 + Q13 = Q р4 + Q р3 − Q ТЭЦ СИСТ (31)
19,7+15,2=22,81+19,55-7,5 (32)
34,9 МВар=34,9 МВар
Полная мощность по линиям:
𝑆13 = √24,72 + 15,22 = 29,02МВА; (33)
𝑆23 = √5,32 + 4,42 = 6,89 МВА; (34)
𝑆24 = √3,72 + 3,12 = 4,83 МВА; (35)
𝑆14 = √31,32 + 19,72 = 36,94МВА; (36)
13
Для принятого номинального напряжения сети 𝑈ном ток в линии
составит:
𝐼𝑖𝑗 =
𝐼13 =
𝐼23 =
𝐼24 =
𝐼14
𝑆𝑖𝑗
√3 Uном
29,02
√3 110
6,84
√3 110
4,87
; (37)
= 153А; (38)
= 36,2 А; (39)
= 25,4 А; (40)
√3 110
36,94
=
= 193,9 А; (41)
√3 110
Сечения проводов воздушных линий электропередачи выбираются по
экономической плотности тока 𝑗э. Значение 𝑗э зависят от продолжительности
наибольшей нагрузки (𝑇𝑚𝑎𝑥=5500 ч): 𝐽э=1 А/мм2
Сечение провода, соответствующее экономической плотности тока.
Полученное сечение округляется до ближайшего стандартного сечения:
𝑞э𝑖𝑗=𝐼𝑖𝑗𝑗э; (42)
𝑞Э13=152,4 мм2 → 𝑞13=185 мм2 ; (43)
𝑞Э23=36,2 мм2 → 𝑞23=70 мм2 ; (44)
𝑞Э24=25,4 мм2 → 𝑞24=70 мм2 ; (45)
𝑞Э14=193,9 мм2 → 𝑞14=240 мм2 ; (46)
Выбранные сечения проводов проверяем по допустимому длительному
току 𝐼доп (по нагреву) в послеаварийном режиме работы электрической сети,
под которым подразумевается отключение любой линии.
Проверка по нагреву линии замкнутой сети, содержащей в одном из
узлов ТЭЦ, выполняется поочередным отключением каждой линии этой сети.
14
Отключение линии 1-4:
S13
1
S32
3
S24
2
S3
4
-SТ ЭЦ
1'
S4
- по линии 2-4 протекает мощность S4:
𝑆24=𝑆р4=41,8 МВА;
𝐼ПА 24 =
41,8
√3 110
= 219,65А; (47)
𝐼ПА 24 = 219,65А < 𝐼доп = 265А (48)
2
Провод сечением 70 мм удовлетворяет проверке по нагреву.
- по линии 2-3 протекает мощность:
𝑆23= 𝑆р4 - 𝑆ТЭЦСИСТ =41,8-11,7=30,1 МВА;
𝐼ПА 23 =
30,1
√3 110
= 157,96А; (49)
𝐼ПА 23 = 157,96 < 𝐼доп = 265А (50)
2
Провод сечением 70 мм удовлетворяет проверке по нагреву.
- по линии 1-3 протекает мощность:
𝑆13= 𝑆р3 + 𝑆23=65,9 МВА;
𝐼ПА 13 =
97,1
√3 110
= 346,14А; (51)
𝐼ПА 13 = 346,14 < 𝐼доп = 510А (52)
2
Провод сечением 185 мм удовлетворяет проверке по нагреву.
15
Отключение линии 1-3:
S32
1
3
S24
2
S1'4
4
S3
-SТ ЭЦ
1'
S4
- по линии 2-3 протекает мощность:
𝑆23= 𝑆р3 =35,8 МВА;
35,8
𝐼ПА 23 =
√3 110
= 188,17А; (53)
𝐼ПА 23 = 188,17 < 𝐼доп = 265А (54)
2
Провод сечением 70 мм удовлетворяет проверке по нагреву.
- по линии 2-4 протекает мощность S4:
𝑆24= 𝑆р3- 𝑆ТЭЦСИСТ =24,1 МВА;
24,1
𝐼ПА 24 =
√3 110
= 126,6А; (55)
𝐼ПА 24 = 126,6А < 𝐼доп = 265А (56)
2
Провод сечением 70 мм удовлетворяет проверке по нагреву.
- по линии 1-4 протекает мощность:
𝑆14= 𝑆р4 + 𝑆24=65,9 МВА;
𝐼ПА 14 =
65,9
√3 110
= 346,14А; (57)
𝐼ПА 14 = 346,14 < 𝐼доп = 610А (58)
2
Провод сечением 240 мм удовлетворяет проверке по нагреву.
16
Отключение линии 2-3:
S12
1
S24
3
2
S1'4
4
S3
-SТ ЭЦ
1'
S4
- по линии 1-3 протекает мощность:
𝑆13= 𝑆р3 =35,8 МВА;
35,8
𝐼ПА 13 =
√3 110
= 188,17А; (59)
𝐼ПА 13 = 188,17 < 𝐼доп = 510А (60)
2
Провод сечением 185 мм удовлетворяет проверке по нагреву.
- по линии 2-4 протекает мощность S4:
𝑆24= 𝑆ТЭЦСИСТ =11,7 МВА;
𝐼ПА 24 =
24,1
√3 110
= 61,56А; (61)
𝐼ПА 24 = 61,56А < 𝐼доп = 265А (62)
2
Провод сечением 70 мм удовлетворяет проверке по нагреву.
- по линии 1-4 протекает мощность:
𝑆14= 𝑆р4 - 𝑆24=30,1МВА;
𝐼ПА 14 =
30,1
√3 110
= 157,9А; (63)
𝐼ПА 14 = 157,9 < 𝐼доп = 610А (64)
2
Провод сечением 240 мм удовлетворяет проверке по нагреву.
17
Отключение линии 2-4:
S12
1
S32
3
S1'4
2
4
S3
-SТ ЭЦ
1'
S4
- по линии 1-4 протекает мощность:
𝑆14= 𝑆р4 =41,8МВА;
41,8
𝐼ПА 14 =
√3 110
= 219,53А; (65)
𝐼ПА 14 = 219,53 < 𝐼доп = 610А (66)
2
Провод сечением 240мм удовлетворяет проверке по нагреву.
- по линии 2-3 протекает мощность:
𝑆23= 𝑆ТЭЦСИСТ =11,7 МВА;
24,1
𝐼ПА 23 =
√3 110
= 61,56АА; (69)
𝐼ПА 23 = 61,56 < 𝐼доп = 265А (70)
2
Провод сечением 70 мм удовлетворяет проверке по нагреву.
- по линии 1-3 протекает мощность:
𝑆13= 𝑆р3 - 𝑆23 =24,1МВА;
𝐼ПА 13 =
24,1
√3 110
= 126,6А; (71)
𝐼ПА 13 = 126,6 < 𝐼доп = 510А (72)
18
2
Провод сечением 185 мм удовлетворяет проверке по нагреву.
5. ВЫБОР СХЕМЫ ВЫДАЧИ МОЩНОСТИ И ТРАНСФОРМАТОРОВ
ТЭЦ
Схему выдачи мощности генераторами ТЭЦ строим по принципу схемы
с генераторным распределительным устройством (ГРУ). От шин ГРУ
получают питание потребители на напряжение 10кВ и потребители
собственных нужд (с.н.).
Рисунок 5.1 - Схема ТЭЦ с генераторным распределительным устройством
Собственные нужды ТЭЦ выполняются на напряжении 6кВ. Поэтому
при генераторном напряжении, равном 10кВ питание с.н. осуществляется
через трансформатор собственных нужд ТСН напряжением 10/6кВ.
В схемах ТЭЦ с ГРУ связь с системой осуществляется, как правило,
через два трансформатора связи 𝑇. Выбор мощности этих трансформаторов
проводится с учетом графика тепловой нагрузки ТЭЦ, возможного отказа
одного из генераторов и других факторов. Номинальную мощность одного
трансформатора связи рекомендуется выбирать не меньше следующих
значений:
19
𝑆тэц сист
𝑆2
; 𝑆ном ≥ ; (73)
2
2
11,7
54,9
≥
; 𝑆ном ≥
; (74)
2
2
𝑆ном ≥
𝑆ном
𝑆ном ≥ 5,85; 𝑆ном ≥ 27,5; (75)
Полученное значение мощности округляем до ближайшей большей
номинальной мощности трансформатора. Выбирает трансформатор ТРДН32000/110 со следующими паспортными данными.
Таблица 5. Паспортные данные трансформатора ТРДН-32000/110
Тип
𝑆ном,
кВ∙А
𝑈в
ном,
кВ
𝑈н
ном,
кВ
Δ𝑃хх,
кВт
Δ𝑃кз,
кВт
𝑈кз, %
𝐼хх, %
ТРДН32000/110
32000
115
10,5
32
145
10,5
0,75
20
6. ВЫБОР ТРАНСФОРМАТОРОВ И СХЕМ ПОДСТАНЦИЙ В УЗЛАХ
НАГРУЗКИ
На подстанциях, от которых получают питание потребители 1 и 2
категории, устанавливаются два трансформатора.
Мощность трансформаторов на подстанции выбирается с учетом
допустимой перегрузки в аварийном режиме. Под аварийным режимом
понимается аварийное отключение одного трансформатора. Всю нагрузку
принимает на себя оставшийся в работе трансформатор
Выражение для выбора номинальной мощности трансформаторов имеет
вид:
𝑆ном ≥
𝑆рiм
kп
(78)
где 𝑆р𝑖 – расчетная нагрузка в узле i;
𝑘п=1,4÷1,5 – коэффициент допустимой перегрузки.
𝑆3 ном =
35,8
= 25,57МВА (79)
1,4
𝑆4 ном =
41,8
= 29,84МВА (80)
1,4
Для узла 3 и 4 выбираем трансформаторы типа ТРДН-32000/110,
паспортные данные представлены в таблице 6.
Таблица 6. Паспортные данные трансформатора ТРДН-32000/110
Тип
𝑆ном,
кВ∙А
𝑈в
ном,
кВ
𝑈н
ном,
кВ
Δ𝑃хх,
кВт
Δ𝑃кз,
кВт
𝑈кз, %
𝐼хх, %
21
ТРДН32000/110
32000
115
10,5
32
145
10,5
0,75
Схема подстанции зависит от напряжения, мощности, назначения
подстанции, ее расположения в схеме сети, количества присоединений и
других факторов.
Выбираем транзитную подстанцию в замкнутой схеме.
Рисунок 6.1 - Транзитная подстанция в замкнутой системе
РУ ВН 110 кВ выбираем открытого исполнения. РУ ВН выполняется без
сборных
шин.
Для
обеспечения
транзита
мощности
в
РУ
ВН
предусматривается рабочая перемычка с выключателем. При выполнении
ремонтных работ транзит мощности осуществляется через ремонтную
перемычку без выключателя.
РУ низшего напряжения 10кВ собирается, как правило, из комплектных
ячеек и состоит из двух или четырех секций шин, соединенных секционным
выключателем.
Количество
секций
определяется
исполнением
22
трансформатора (с расщеплением обмоток низшего напряжения или без
расщепления).
Поскольку в состав потребителей входят электроприемники 1категории,
на
секционных
выключателях
предусматривается
автоматика
ввода
резервного питания (АВР).
7. ПРИВЕДЕНИЕ НАГРУЗОК УЗЛОВ И МОЩНОСТИ ТЭЦ К СТОРОНЕ ВН
В соответствии с заданием нагрузки узлов заданы на стороне низшего
напряжения (НН) 10кВ. Приведение нагрузок к стороне высшего напряжения
(ВН)
выполняется
для
последующего
упрощения
расчетной
схемы
установившегося режима электрической сети.
Рисунок 7.1 –Участок схемы электрической сети
23
Рассчитаем потери мощности в трансформаторах для ПС 3 и 4:
∆𝑃𝑇3
1
1
2
∆𝑃кз 𝑆𝑃3
0,145 ∙ 35,82
𝑛
2
= 𝑛∆𝑃𝑥𝑥 +
= 2 ∗ 0.032 +
= 0,155МВт
2
322
𝑆НОМ
∆𝑃𝑇4
1
1
2
∆𝑃кз 𝑆𝑃4
0,145 ∙ 41,82
𝑛
2
= 𝑛∆𝑃𝑥𝑥 +
= 2 ∗ 0.032 +
= 0,187МВт
2
322
𝑆НОМ
∆𝑄𝑇3
1
1
2
2
𝑛𝐼𝑋𝑋 𝑆НОМ 𝑛 𝑈кз 𝑆𝑃3 2 ∙ 0.75 ∙ 32000 2 10.5 ∙ 35,8
=
+
=
+
= 2,58МВар
100
100𝑆НОМ
100
100 ∙ 32
∆𝑄𝑇4
1
1
2
2
𝑛𝐼𝑋𝑋 𝑆НОМ 𝑛 𝑈кз 𝑆𝑃4 2 ∙ 0.75 ∙ 32000 2 10.5 ∙ 41,8
=
+
=
+
= 3,34МВар
100
100𝑆НОМ
100
100 ∙ 32
Зарядные мощности всех ВЛ:
𝑄В 1−3 = 𝑚 ∙ 𝑏0 ∙ 𝐿1−3 ∙ 𝑈Н2 = 1 ∙ 2,747 ∙ 10−6 ∙ 47 ∙ 1102 = 1,80 МВар
24
𝑄В 2−3 = 𝑚 ∙ 𝑏0 ∙ 𝐿2−3 ∙ 𝑈Н2 = 1 ∙ 2,547 ∙ 10−6 ∙ 64 ∙ 1102 = 1,80 МВар
𝑄В 2−4 = 𝑚 ∙ 𝑏0 ∙ 𝐿2−3 ∙ 𝑈Н2 = 1 ∙ 2,547 ∙ 10−6 ∙ 63 ∙ 1102 = 3,49 МВар
𝑄В 1−3 = 𝑚 ∙ 𝑏0 ∙ 𝐿1−3 ∙ 𝑈Н2 = 1 ∙ 2,808 ∙ 10−6 ∙ 42 ∙ 1102 = 1,57МВар
Находим нагрузки в узлах, приведенные к стороне ВН:
̇ = 𝑆Р3
̇ + ∆𝑆Т3 − 𝑗
𝑆3В
𝑄В 1−3 + 𝑄В 3−2
2
= 30 + 𝑗19,55 + 0,155 + 𝑗2,58 − 𝑗
1,8 + 1,8
2
= 30,155 + 𝑗20,33 МВА
̇ = 𝑆Р4
̇ + ∆𝑆Т4 − 𝑗
𝑆4В
𝑄В 1−4 + 𝑄В 4−2
2
= 35 + 𝑗22,81 + 0,188 + 𝑗3,34 − 𝑗
3,49 + 1,57
2
= 35,188 + 𝑗23,62МВА
Приведение мощности ТЭЦ к стороне ВН выполняется так же, как для
подстанций, но с учетом направления мощности:
∆𝑃𝑇2
1
1
2
∆𝑃кз 𝑆тэц
0,145 ∙ 11,72
сист
𝑛
2
= 𝑛∆𝑃𝑥𝑥 +
= 2 ∗ 0.032 +
= 0,074МВт
2
322
𝑆НОМ
∆𝑄𝑇2
1
1
2
2
𝑛𝐼𝑋𝑋 𝑆НОМ 𝑛 𝑈кз 𝑆тэц сист 2 ∙ 0.75 ∙ 32000 2 10.5 ∙ 11,7
=
+
=
+
100
100𝑆НОМ
100
100 ∙ 32
= 0,71МВар
̇ = 𝑆тэц
̇ сист − ∆𝑆Т2 − 𝑗
𝑆2В
𝑄В 4−2 + 𝑄В 3−2
2
= 9 + 𝐽7,5 − 0,074 − 𝐽0,71 − 𝑗
3,49 + 1,8
= 8,93 + 𝐽4,15МВА
2
25
Рисунок 7.2 - Приведение мощности ТЭЦ и нагрузки узла 2 к стороне ВН
После приведения мощностей узлов к стороне ВН схемы замещения
этих узлов сводятся к более простому виду (рис. 7,8).
8. РАСЧЕТ УСТАНОВИВШЕГОСЯ РЕЖИМА
Для расчета установившегося режима составляем схему замещения
электрической сети с мощностями узлов, приведенными к стороне ВН (рис. 9).
По
погонным
сопротивлениям
рассчитаем
параметры
линий
электропередач по формулам, полученные результаты сведем в таблицу 7:
𝑅=𝑟0𝑙; 𝑋=𝑥0𝑙 (101)
26
где 𝑟0 – удельное активное сопротивление линии, (Ом/км);
𝑥0 – удельное индуктивное сопротивление линии, (Ом/км);
𝑙 – индуктивное сопротивление линии, (км);
𝑅 – активное сопротивление линии, (Ом);
𝑋 – индуктивное сопротивление линии, (Ом).
Таблица 7. Параметры линий электрической сети
Линия
𝑙, км
𝑟0, Ом/км
𝑥0, Ом/км
R, Ом
Х, Ом
Л 1-3
47
0,16
0,413
8,8
22,7
Л 3-2
64
0,422
0,444
24,7
26,0
Л 2-4
63
0,422
0,444
47,9
50,3
Л 1-4
42
0,12
0,405
5,7
19,2
S12
1
S32
3
S24
2
S1'4
4
1'
Q1 3/2
Q1 4/2
S3В
S2В
S4В
Рисунок 8.1 - Схема замещения замкнутой электрической сети
Нагрузки всех ПС, приведенные в ВН стороне:
̇ = 30,155 + 𝑗20,33 МВА
𝑆3В
̇ = 35,188 + 𝑗23,62МВА
𝑆4В
̇ = 8,93 + 𝐽4,15МВА
𝑆2В
Используя рассчитанные сопротивления ВЛ, по правилу моментов найдем
потокораспределение в кольце:
̇
𝑆1−3
=
(30,155 + 𝑗20,33)(24,7 + 𝐽26,0 + 47,9 + 𝐽50,3 + 5,6 + 𝐽19,9)
8,8 + 𝐽22,7 + 24,7 + 𝐽26,0 + 47,9 + 𝐽50,3 + 5,7 + 𝐽19,2
27
−(8,93 + 𝐽4,15)(47,9 + 𝐽50,3 + 5,6 + 𝐽19,9) + (5,6 + 𝐽19,9)(35,188 + 𝑗23,62)
= 24,9 + 𝐽17,9 МВА
̇
𝑆1−4
= 31,5 + 𝑗21,9МВА
Проверка:
̇
̇
̇ + 𝑆4В
̇ −𝑆
̇ 2В
𝑆1−3
+ 𝑆1−4
= 𝑆3В
24,9 + 𝐽17,9 + 31,5 + 𝑗21,9 = 30,155 + 𝑗20,33 + 35,188 + 𝑗23,62 − 8,93 − 𝐽4,15
56,4 + 𝑗39,8МВА = 56,4 + 𝑗39,8МВА
Рассчитаем потокораспределение с учетом потерь в ВЛ:
Мощность в конце ВЛ 1-3
𝑆1−3 = 24,9 + 𝐽17,9 МВА
Находим потери мощности в линии 1-3:
∆𝑃1−3
2
2
𝑃1−3
+ 𝑄1−3
24,92 + 17,92
=
𝑅Л ВГ =
8,8 = 0,87 МВт
2
𝑈ном
1102
∆𝑄1−3
2
2
𝑃1−3
+ 𝑄1−3
24,92 + 17,92
=
𝑋Л ВГ =
22,7 = 1,8 МВар
2
𝑈ном
1102
Находим мощность в начале линии 1-3
𝑆 ̇′1−3 = 𝑆1−3 + ∆𝑆1−3 −
𝑄В 1−3
𝑗1,8
= 24,9 + 𝐽17,9 + 0,87 + 𝑗1,8 −
2
2
= 25,82 + 𝑗18,798МВА
Мощность в конце ВЛ 2-3
𝑆2−3 = 𝑆3В − 𝑆1−3 = 5,21 + 𝐽2,4 МВА
Находим потери мощности в линии 2-3:
∆𝑃2−3
2
2
𝑃2−3
+ 𝑄2−3
5,212 + 2,42
=
𝑅Л ВГ =
24,7 = 0,07 МВт
2
𝑈ном
1102
∆𝑄2−3
2
2
𝑃2−3
+ 𝑄2−3
5,212 + 2,42
=
𝑋Л ВГ =
26,0 = 0,07 МВар
2
𝑈ном
1102
28
Находим мощность в начале линии 2-3
𝑆 ̇′ 2−3 = 𝑆2−3 + ∆𝑆2−3 = 5,28 + 𝑗2,5МВА
Мощность в конце ВЛ 2-4
𝑆2−4 = 𝑆2В − 𝑆′2−3 = 3,65 + 𝐽1,64 МВА
Находим потери мощности в линии 2-4:
∆𝑃2−4
2
2
𝑃2−4
+ 𝑄2−4
=
𝑅Л ВГ = 0,06 МВт
2
𝑈ном
∆𝑄2−4
2
2
𝑃2−4
+ 𝑄2−4
=
𝑋Л ВГ = 0,07 МВар
2
𝑈ном
Находим мощность в начале линии 2-4
𝑆 ̇′ 2−4 = 𝑆2−4 + ∆𝑆2−4 = 3,71 + 𝑗1,71МВА
Мощность в конце ВЛ 1-4
𝑆1−4 = 𝑆4В − 𝑆 ̇′ 2−4 = 31,5 + 𝐽22 МВА
Находим потери мощности в линии 1-4:
∆𝑃1−4
2
2
𝑃1−4
+ 𝑄1−4
31,52 + 222
=
𝑅Л ВГ =
5,7 = 0,92 МВт
2
𝑈ном
1102
∆𝑄1−4
2
2
𝑃1−4
+ 𝑄1−4
31,52 + 222
=
𝑋Л ВГ =
19,2 = 2,39 МВар
2
𝑈ном
1102
Находим мощность в начале линии 1-4
𝑆 ̇′1−4 = 𝑆1−4 + ∆𝑆1−4 −
𝑄В 1−4
𝑗1,57
= 31,5 + 𝐽21,9 + 0,92 + 𝑗2,39 −
2
2
= 32,46 + 𝑗23,58МВА
Определяем напряжения в узлах сети. По заданию уровень напряжения
на шинах районной подстанции (в узле 1) в период наибольшей нагрузки
равен:
U1= 1,05Uном=1,05*110=115,5кВ
29
Потери напряжения в линии 110кВ 1-3:
∆𝑈1−3 =
𝑃1−3 𝑅1−3 + 𝑄1−3 𝑋1−3 25,82 ∙ 8,7 + 18,8 ∙ 22,7
=
= 6,27кВ
𝑈1
115,5
Напряжение на шинах 110кВ ПС 3:
𝑈ПС 3 110 = 𝑈1 − ∆𝑈1−3 = 115,5 − 6,27 = 109,23 кВ
Потери напряжения в линии 110кВ 1-4:
∆𝑈1−4 =
𝑃1−4 𝑅1−4 + 𝑄1−4 𝑋1−4 32,46 ∙ 5,6 + 23,58 ∙ 19,9
=
= 6,1кВ
𝑈1
115,5
Напряжение на шинах 110кВ ПС 4:
𝑈ПС 4 110 = 𝑈1 − ∆𝑈1−4 = 115,5 − 6,1 = 109,4 кВ
Потери напряжения в линии 110кВ 2-4:
∆𝑈2−4 =
𝑃2−4 𝑅2−4 + 𝑄2−4 𝑋2−4 3,71 ∙ 47,9 + 1,71 ∙ 50,3
=
= 2,28кВ
𝑈ПС 4 110
109,4
Напряжение на шинах 110кВ ПС 2:
𝑈ПС 2 110 = 𝑈ПС 4 110 − ∆𝑈2−4 = 109,4 − 2,28 = 107,12 кВ
9. РЕГУЛИРОВАНИЕ НАПРЯЖЕНИЯ
Цель регулирования напряжения – обеспечение требуемого ПУЭ уровня
напряжения на шинах 10 кВ подстанций в узлах нагрузки 3 и 4. В режиме
30
наибольшей нагрузки это напряжение должно быть не ниже 1,05𝑈ном (10,5 кВ).
Средством регулирования напряжения в выполняемом проекте являются
трансформаторы с РПН.
Проведем расчет для узла 3:
Активное и индуктивное сопротивления трансформаторной группы
вычисляются по паспортным данным:
𝛥𝑃к ∙ 𝑈Н2 ∙ 103 145 ∙ 1152 ∙ 103
𝑅Т =
=
= 0,94 Ом
2 ∙ 320002
𝑛𝑆Н2
10𝑈к 𝑈Н2 10 ∙ 10,5 ∙ 1152
ХТ =
=
= 21,7 Ом
𝑛𝑆Н
2 ∙ 32000
Потери напряжения в трансформаторах на ПС 3:
∆𝑈Т3 =
𝑃Т3 𝑅Т3 + 𝑄Т3 𝑋Т3 30,155 ∙ 0,94 + 20,33 ∙ 21,7
=
= 4,29квВ
𝑈ПС 3 110
109,23
𝑈′ПС 3 110 = 𝑈ПС 3 110 − ∆𝑈Т3 = 104,93кВ
Потери напряжения в трансформаторах на ПС 4:
∆𝑈Т4 =
𝑃Т4 𝑅Т4 + 𝑄Т4 𝑋Т4 32,46 ∙ 0,94 + 23,58 ∙ 21,7
=
= 4,98квВ
𝑈ПС 4 110
109,4
𝑈′ПС 4 110 = 𝑈ПС 4 110 − ∆𝑈Т4 = 104,41кВ
Найдем действительное значение напряжения на шинах 10кВ ПС3
110/10кВ :
𝑈ПС 3 10 = 𝑈′ПС 3 110
𝑈НН
10,5
= 104,93
= 9,58кВ
𝑈ВН
115
Так как напряжение на вторичной стороне трансформатора отличается
от требуемого ПУЭ, необходимо переключить РПН с нулевого ответвления
31
на желаемое ответвление, обеспечивающее на вторичной обмотке
трансформатора напряжение не ниже 10,5 кВ:
𝑛′ = −5
𝑈10 мах
9,58
−1
100% − 1
𝑈
10,5
𝑛мах ′ = жел
=
= −4,92
1,78
1,78
100
100
𝑈10 мах
9,58
𝑈10кВ мах ′ =
=
= 10,52кВ
1,78 ∙ 𝑛′
1,78 ∙ 5′
1+
1−
100
100
Отклонение напряжения на шинах НН:
∆𝑉
100%
𝑈10кВ мах ′ − 𝑈Н
=
100 = 5,2%
𝑈Н
Проведем расчет для узла 4:
Активное и индуктивное сопротивления трансформаторной группы
вычисляются по паспортным данным:
𝛥𝑃к ∙ 𝑈Н2 ∙ 103 145 ∙ 1152 ∙ 103
𝑅Т =
=
= 0,94 Ом
2 ∙ 320002
𝑛𝑆Н2
10𝑈к 𝑈Н2 10 ∙ 10,5 ∙ 1152
ХТ =
=
= 21,7 Ом
𝑛𝑆Н
2 ∙ 32000
Потери напряжения в трансформаторах на ПС 4:
∆𝑈Т4 =
𝑃Т4 𝑅Т4 + 𝑄Т4 𝑋Т4 35,188 ∙ 0,94 + 23,62 ∙ 21,7
=
= 4,98квВ
𝑈ПС 4 110
109,4
𝑈′ПС 4 110 = 𝑈ПС 4110 − ∆𝑈Т4 = 104,41кВ
Найдем действительное значение напряжения на шинах 10кВ ПС4
110/10кВ :
𝑈ПС 4 10 = 𝑈′ПС 4 110
𝑈НН
10,5
= 104,41
= 9,53кВ
𝑈ВН
115
32
𝑛мах ′
𝑛′ = −5
𝑈10 мах
9,53
−1
100% − 1
𝑈
10,5
= жел
=
= −5,17
1,78
1,78
100
100
𝑈10кВ мах ′ =
𝑈10 мах
9,53
=
= 10,5кВ
1,78 ∙ 𝑛′
1,78 ∙ 5′
1+
1−
100
100
Отклонение напряжения на шинах НН:
∆𝑉
100%
𝑈10кВ мах ′ − 𝑈Н
=
100 = 4,6%
𝑈Н
Проведем расчет для узла 2:
Активное и индуктивное сопротивления трансформаторной группы
вычисляются по паспортным данным:
𝛥𝑃к ∙ 𝑈Н2 ∙ 103 145 ∙ 1152 ∙ 103
𝑅Т =
=
= 0,94 Ом
2 ∙ 320002
𝑛𝑆Н2
ХТ =
10𝑈к 𝑈Н2
𝑛𝑆Н
10 ∙ 10,5 ∙ 1152
=
= 21,7 Ом
2 ∙ 32000
Потери напряжения в трансформаторах на ПС 2:
∆𝑈Т2 =
𝑃Т2 𝑅Т2 + 𝑄Т2 𝑋Т2 35,188 ∙ 0,94 + 23,62 ∙ 21,7
=
= 0,92квВ
𝑈ПС 2 110
107,12
𝑈′ПС 2 110 = 𝑈ПС 2110 − ∆𝑈Т2 = 106,2кВ
Найдем действительное значение напряжения на шинах 10кВ ПС2
110/10кВ:
𝑈ПС2 10 = 𝑈′ПС 2 110
𝑛мах ′
𝑈НН
10,5
= 106,2
= 9,69кВ
𝑈ВН
115
𝑈10 мах
9,69
−1
100% − 1
𝑈
10,5
= жел
=
= −4,3
1,78
1,78
100
100
33
𝑛′ = −4
𝑈10кВ мах ′ =
𝑈10 мах
9,53
=
= 10,5кВ
′
1,78 ∙ 𝑛
1,78 ∙ 5′
1+
1−
100
100
Отклонение напряжения на шинах НН:
∆𝑉
Полученные
100%
𝑈10кВ мах ′ − 𝑈Н
=
100 = 4,3%
𝑈Н
значения
напряжений
на
всех
ПС
удовлетворяет
требованиям ПУЭ.
34
Районная ПС узел 1
1СШ
2СШ
ПС 3
Узел 3
110кВ
ТРДН32000/
110
110кВ
ВЛ 1-3
АС 185/29
47 км
ВЛ 1-4
АС-240/32
42 км
ТРДН32000/
110
10кВ
1
3
АВР
2
4
ПС 4
Узел 4
110кВ
ВЛ 2-4
АС-70/11
63 км
ВЛ 2-3
АС-70/11
64 км
Узел 2
110кВ
ТРДН-32000/110
ТРДН32000/
110
ТРДН32000/
110
ТРДН-32000/110
10кВ
1
3
ТСН
Т-20
ТСН
Т-20
АВР
2
4
ТСН
Т-20
Рис. 9. Принципиальная схема сети
35
Список литературы
1. Костин В.Н., Распопов Е.В., Родченко Е.А. Передача и распределение
электроэнергии: Учеб. пособие. – СПб.: СЗТУ, 2003.
2. Костин В.Н. Системы электроснабжения. Конструкции и механический
расчет: Учеб. пособие. – СПб.: СЗТУ, 2002.
3. Электрические системы. Электрические сети: Учебник для электроэнерг.
спец. вузов / В.А. Веников, А.А. Глазунов, Л.А. Жуков и др.: Под ред. В.А.
Веникова. В.А. Строева. – 2-е изд.. перераб. и доп. – М.: Высш. шк., 1998.
4. Идельчик В.И. Электрические системы и сети: Учебник для вузов. – М.:
Энергоатомиздат. 1989.
5. Электротехнический справочник: В 4 т. Т.З. Производство, передача и
распределение энергии / Под общ. ред. профессоров МЭИ. – 8-е изд.-М.:
Издательство МЭИ. 2002.
36
Скачать