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
