150680 (621333), страница 4

Просмтор этого файла доступен только зарегистрированным пользователям. Но у нас супер быстрая регистрация: достаточно только электронной почты!

Текст из файла (страница 4)

где Р_ЭС.сн – электрическая нагрузка собственных нужд станции;

Р_ЭС.рез – оперативный резерв мощности станции.

Нагрузка собственных нужд зависит от типа электрической станции и может быть ориентировочно принята для ТЭЦ 8 — 14 %, от установленной мощности генераторов электрической станции.

Оперативный резерв (Р_ЭС.рез) обосновывается экономическим сопоставлением ущербов от вероятного недоотпуска электроэнергии при аварийном повреждении агрегатов на электростанции с дополнительными затратами на создание резерва мощности. Ориентировочно резервная мощность электростанций должна составлять 10—12% от суммарной установленной мощности генераторов, питающих рассматриваемых потребителей.

Расчет баланса реактивной мощности приведен в приложении В.

4.3 Выбор компенсирующих устройств

Для получения баланса реактивных мощностей вблизи основных потребителей реактивной мощности устанавливают дополнительные источники с выдаваемой реактивной мощностью Q_КУ. Отсюда возникает задача оптимизации режима реактивной мощности в системе электроснабжения промышленного предприятия, выбора типа и мощности, а также места установки компенсирующих устройств.

Прежде, чем определить мощности устанавливаемых на подстанциях трансформаторов, необходимо выбрать по какому коэффициенту мощности будет производиться выбор компенсирующих устройств. Это может быть балансирующий коэффициент tg_бал, выбирающийся из условия равенства коэффициентов мощности на шинах 10 кВ подстанции, либо экономический коэффициент tg_эк, обеспечивающий минимум суммарных потерь мощности в схеме. Значения для tg_эк для каждого уровня напряжения приведены в задании.

Таким образом, нам необходимо найти экономически целесообразный коэффициент мощности, удовлетворяющий требованиям минимума суммарных потерь мощности в сети. Он получается путём сравнения tg_бал с tg_эк. Расчет баланса активной и реактивной мощности приведен в приложении Б.

С учетом баланса реактивной мощности определяем требуемую реактивную мощность для каждой секции шин. Если полученное значение не превосходит 10 Мвар, то целесообразно установить батареи статических конденсаторов (БСК). В противном случае устанавливаются синхронные компенсаторы.

Определяем требуемую реактивную мощность на подстанции А, на одну секцию шин для схемы 2 по формуле:

(13)

Мощность, требуемая ПС А, менее 10 Мвар. Значит к установке принимаем комплектные конденсаторные установки (ККУ) типа УКЛ(П) напряжением 10 кВ.

Батареи конденсаторов комплектуются из отдельных конденсаторов, соединенных последовательно и параллельно. Конденсаторы выпускаются в однофазном и трехфазном исполнениях на номинальное напряжение 0,22 – 10,5 кВ. Увеличение рабочего напряжения БК достигается увеличением числа последовательно включенных конденсаторов. Для увеличения мощности БК применяют параллельное их соединение.

Эти установки не дают полной компенсация, они обладают ступенчатой регулировкой. При изменении требуемой реактивной мощности – снижении нагрузки, например, в летний период, можно просто отключить часть из них. Батареи конденсаторов выполнены мощностью 300, 450, 900, 1350, 1800, 2250, 2700 и 3150 квар. Подбираем количество батарей так, что скомпенсировать реактивную мощность на подстанции более точно.

Подберём установленную мощность батареи на одну секцию шин:

(14)

где – число БК;

– номинальная реактивная мощность батареи конденсаторов, Мвар.

Часть нескомпенсированной реактивной мощности определяем из разницы:

(15)

В таблицах 4 и 5 приведем рассчитанные данные по компенсации реактивной мощности и выбранные компенсирующие устройства.

Расчёт для каждой из четырёх схем приведём в приложении В.

Таблица 4 – Компенсация реактивной мощности в зимний период

ПС	QТРКУ, Мвар	Компенсирующее устройство	QфактКУ1СШ, Мвар	QНЕСК, Мвар
А	5,41	6УКЛ-10-900	5,4	5,35
Б	6,38	7УКЛ-10-900	6,3	7,15
В	7,1	5УКЛ-10-1350	6,75	9,93
Г	11,52	СК-10-20	11,52	17,92
Д	10,08	СК-10-20	10,08	20,16
Е	5,26	11УКЛ-10-450	4,95	30,6
Ж	2,32	5УКЛ-10-450	2,25	34,56

Таблица 5 – Компенсация реактивной мощности в летний период

ПС	QТРКУ.Л, Мвар	Компенсирующее устройство	QфактКУ1СШ.Л, Мвар	QНЕСК.Л, Мвар
А	3,79	4УКЛ-10-900	3,6	4,1
Б	4,5	5УКЛ-10-900	4,5	4,82
В	4,97	3УКЛ-10-1350	4,05	8,3
Г	8,06	СК-10-20	8,06	12,54
Д	7,06	СК-10-20	7,06	14,11
Е	3,68	8УКЛ-10-450	3,6	21,15
Ж	1,63	3УКЛ-10-450	1,35	26,64

5. Технический анализ четырёх вариантов

5.1 Выбор номинального напряжения

Для определения номинального напряжения выбранных схем будем пользоваться формулой Илларионова, которая используется для всей шкалы номинальных напряжений от 35 кВ до 1150 кВ. Для этого необходимо знать активную мощность и длину, определяемого участка с учётом коэффициента трассы, который для дальневосточного региона берём равным: K_тр=1,2. Следует также заметить, что расчет не требует нахождения напряжения на каждом участке сети в кольцевых сетях и сетях с двухсторонним питанием. Достаточно найти напряжения на головных участках схем. Напряжения на других участках будут равны напряжениям на головных. Приведем пример такого расчета для схемы 2 (приложение А), которая состоит из двух колец и участка двухцепной линии.

Нахождение потоков мощностей в кольцах без учета потерь сводиться к расчету простых разомкнутых магистралей с двусторонним питанием, для чего их разрезают по источнику питания (рисунок 1).

Определим мощности, текущие по головным участкам схемы.

Рисунок 1 – Вид кольца ГЭС – Ж – Е – ГЭС, разрезанного по источнику питания

Сечения проводов еще не выбрано, а следовательно, сопротивления линий не определены, необходимо знать длины линий каждого участка, с помощью которых, и будет проводиться расчет. Длина каждого участка приведена в приложении А. Так как на коэффициент трассы умножается и числитель и знаменатель – можно его не учитывать, а просто подставлять длину участка.

Потоки активных мощностей без учета потерь:

• головного участка ГЭС-Ж:

(16)

• головного участка ГЭС`-Е:

Для того, чтобы убедиться в правильности расчета произведём проверку по I закону Кирхгофа: сумма мощностей на головных участках, равна сумме нагрузок рассматриваемого кольца.

(17)

МВА

Проверка подтверждает, что расчет выполнен верно.

Теперь, зная мощности, текущие по головным участкам, находим номинальное напряжение кольца по формуле Илларионова:

(18)

Принимаем номинальное напряжение кольца равным 220 кВ.

Таким же образом находим значения рациональных напряжений для всех четырех схем. Расчет указан в приложении В.

5.2 Выбор числа и мощности силовых трансформаторов

Число силовых трансформаторов выбирается с учетом того, каких именно потребителей они должны питать. Как было указано в пункте 3.2, потребители I и II категорий должны быть обеспечены электроэнергией от двухтрансформаторных подстанций. У каждой ПС проектируемой сети есть как потребители I, так и II категории. Следовательно, каждая из ПС будет укомплектована двумя трансформаторами.

В первую очередь следует определить минимальную мощность, которой могут быть загружены два трансформатора в нормальном режиме работы. Ниже этой мощности работа трансформаторов будет невозможна. То есть, если максимальная мощность подстанции, данная в задании, будет ниже найденного значения, то принимать участок, к которому относится ПС, к осуществлению нельзя, т.к. найти трансформатор на такую мощность не представляется возможным. В этом случае необходимо будет рассматривать другие компоновки схем.

В нормальном режиме считаем, что каждый трансформатор загружен на 70 %, т.е. коэффициент загрузки одного трансформатора равен 0,7; тогда для двухтрансформаторной подстанции этот коэффициент будет равен

(19)

Минимальная мощность двух, работающих на одну нагрузку, трансформаторов на 110 кВ равна 2,5 МВА.

Тогда:

Характеристики

Список файлов курсовой работы