Федоров ПЗ_3 (999248), страница 9

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

Текст из файла (страница 9)

Для поддержания требуемых уровней напряжения в узлахэлектрической сети потребление реактивной мощности должно обеспечиватьсятребуемой генерируемой мощностью с учетом необходимого резерва.Генерируемая реактивная мощность складывается из реактивной мощности,вырабатываемой генераторами электростанций и реактивной мощности61компенсирующих устройств, размещенных в электрической сети и вэлектроустановках потребителей электрической энергии.Мероприятия по компенсации реактивной мощности на подстанции (ПС)позволяют [9]:– уменьшить нагрузку на трансформаторы, увеличить срок их службы;– уменьшить нагрузку на провода, кабели, использовать их меньшегосечения;– улучшить качество электроэнергии у электроприемников;– уменьшить нагрузку на коммутационную аппаратуру за счет снижениятоков в цепях;– снизить расходы на электроэнергию.Прежде, чем определить мощности устанавливаемых на подстанцияхтрансформаторов, необходимо выбрать по какому коэффициенту мощностибудет производиться выбор компенсирующих устройств.

Это может бытьбалансирующий коэффициент tgбал, выбирающийся из условия равенствакоэффициентов мощности на шинах 10 кВ подстанции, либо экономическийкоэффициент tgэк110 = 0,26, обеспечивающий минимум суммарных потерьмощности в схеме.Для каждой отдельно взятой ПС предварительная величина мощности КУопределяется по формуле:Qку Pmax  ( tg  tgэк110 ),2(5.4)где Qку – максимальная реактивная мощность узла нагрузки, МВАр; Pmax –максимальная активная мощность узла нагрузки, МВт; tg – коэффициентреактивной мощности ПС; tgэк110 = 0,26 экономический коэффициент,обеспечивающий минимум суммарных потерь мощности в схеме.62Подробно рассмотрим расчет для ПС А (5.4):Qку 16,93  (0,56  0,26) 2,54 МВАр,2Далее производится подбор количества КУ по секциям шин дляравномерной компенсации реактивной мощности и определение фактическойвеличины КРМ.11Q КУф  Qном  n ,(5.5)где QКУф – фактическая мощность КУ, МВАр; Qном – номинальная мощностьКУ из стандартного ряда предлагаемого заводами изготовителями, МВАр; n –количество устройств.Q КУфА  0,9  2  0,6 1  2,4 МВарОпределение величины некомпенсированной мощности, которая будетпротекать через трансформаторы определяется по выражению:Qнеск  Q max  Q КУф ,(5.6)где Qнеск – некомпенсированная зимняя (прогнозируемая) реактивная мощностьПС.Qнеск  6,77  4,8  1,97 МВАр.Тип и количество принятых КУ сведено в таблицу 5.2.63Типы конденсаторных установок приняты аналогичные (с разъединителемво вводной ячейке – 56 и левым расположением вводной ячейки – УКЛ).Таблица 5.2 – Типы применённых КУ на ПС проектируемой сетиПС (№ узлаТип КУВН)А (1)Б (2)В (3)Г (4)ОбщаяКоличество,мощность,штУКЛ 56 900/10,52УКЛ56 600/10,51УКЛ56 1350/10,52УКЛ56 600/10,51УКЛ56 900/10,51УКЛ56 900/10,51УКЛ56 600/10,51МВАрQнеск,МВАр2,41,973,33,480,95,941,510,75Выбор мощности и числа трансформаторов.Выбор трансформаторов производится по расчётной мощности для каждогоиз узлов.

Поскольку на каждой ПС мы имеем потребителей по крайней мере 2категории, то на всех ПС необходима установка 2 трансформаторов.Расчётная мощность для выбора трансформатора определяется по формуле:Sрасч з 2(Pср)  (Qнеск ) 2k З.опт  n тр,(5.7)згде Pср– средняя зимняя активная мощность; nтр– число трансформаторов наПС, в нашем случае nтр = 2; kз.опт – оптимальный коэффициент загрузкитрансформаторов (для двухтрансформаторной ПС kз.опт = 0,7).Далее мы принимаем трансформаторы номинальной мощностью, наиболееблизкой к расчетной.64Проверяем трансформаторы по загруженности, определяя коэффициентзагрузки в нормальном режиме.

Он должен быть в пределах: 0,5 – 0,75 [10].k З.ном з 2(Pср)  (Qнеск ) 2SТРном  n тр,(5.8)згде Pср– средняя зимняя активная мощность; nтр – число трансформаторов наПС, в нашем случае nтр = 2; SТРном – номинальная мощность трансформатора.Последним этапом проверки трансформаторов является проверка напослеаварийную загрузку.Этапроверкамодулируетситуациюпереносанагрузкидвухтрансформаторов на один. При этом послеаварийный коэффициент загрузкидолжен отвечать следующему условию:k З.ПА з 2(Pср)  (Qнеск ) 2SТРном 1 1,4 ,где kЗ.ПА – послеаварийный коэффициент загрузки трансформатора.Рассмотрим для примера выбор и проверку трансформатора на ПС А:(12,34) 2  (1,97) 2Sрасч  8,9 МВАр.0,7  2Принимаем трансформаторы ТДН 10000/110.65(5.9)Проверяем трансформаторы по загруженности, определяя коэффициентзагрузки в нормальном режиме (5.8):(12,34) 2  (1,9) 2k З.ном  0,62 ,10  2Далее проверяем ихна коэффициент загрузкив послеаварийномрежиме (5.9):k З.ПА(12,34) 2  (1,9) 2 1,25  1,4 .10 1Аналогично выбираются трансформаторы на все ПС.

Результаты выборатрансформаторов приведены в таблице 5.3.Таблица 5.3 – Силовые трансформаторы выбранные для проектируемой сетиПС (№ узлаSрасч,ВН)МВАрА (1)Тип силовогоKз.нормKз.па8,90,621,25ТДН-10000/110Б (2)14,890,651,3ТДН-16000/110В (3)18,10,511,01ТРДН-25000/110Г (4)33,20,581,16ТРДН-40000/110трансформатораВыбор проводов по экономическим токовым интервалам.Суммарное сечение проводников ВЛ принимается в зависимости отрасчетного тока – Iр, номинального напряжения линии, материала и количествацепей опор, района по гололеду и региона страны.Расчетными для выбора экономического сечения проводов являются: длялиний основной сети – расчетные длительные потоки мощности; для линий66распределительной сети – совмещенный максимум нагрузки подстанций,присоединенных к данной линии, при прохождении максимума энергосистемы.При определении расчетного тока не следует учитывать увеличения токапри авариях или ремонтах в каких-либо элементах сети.Значение Iр определяется по выражению[8]:I р  I5  i   T ,(5.10)где I5 – ток линии на пятом году ее эксплуатации; i – коэффициент,учитывающий изменение тока по годам эксплуатации;  T – коэффициент,учитывающий число часов использования максимальной нагрузки линии Tм иее значение в максимуме ЭЭС (определяется коэффициентом КM).Введение коэффициента – i учитывает фактор разновременности затрат втехнико-экономических расчетах.

Для ВЛ 110 – 220 кВ, принимается –T =, что соответствует математическому ожиданию указанного значения взоне наиболее часто встречающихся темпов роста нагрузки.Значение Км принимается равным отношению нагрузки линии в часмаксимума нагрузки энергосистемы к собственному максимуму нагрузкилинии. Усредненные значения коэффициента αТ принимаются по данным табл.43.6. [20].Для определения тока на 5 год эксплуатации мы изначально припроектировании спрогнозировали нагрузки в разделе 3. Таким образом, мы ужеоперируемпрогнозируемыминагрузками.Прежде,чемопределитьмаксимальный ток в линиях, необходимо определить потоки мощности,протекающие по ним.

Потоки активной мощности определяются используядлину линий.67Тогда для нахождения тока на пятом году эксплуатации нам необходимо:I5 гдезPmaxз( Pmax) 2  (Q неск ) 23  U ном  n c,(5.11)– максимальная зимняя(прогнозируемая) активная мощностьПС;Qнеск –нескомпенсированнаязимняя(прогнозируемая)реактивнаямощность ПС; U ном – номинальное напряжение линии; n c – количество цепей влинии.Покажем подробно расчет для схемы варианта № 1.Находим активные потоки мощности протекающие по линиям сети:P5'1 P3  L53  P2  (L53  L32 )  P1  (L53  L32  L 21 ) 56,18 МВт;L51  L12  L 23  L35'(5.12)P53 P3  (L32  L 21  L15 )  P2  (L 21  L15 )  P1  L15 32,61 МВт;L53  L32  L 21  L15'(5.13)Делаем проверку по балансу мощности:P5'1  P53  P1  P2  P3 ,(5.14)P5'1  P53  56,18  32,61  88,79 МВт;P1  P2  P3  19,03  31,71  38,05  88,79 МВт;Потоки мощности на головных участках определены верно.P12  P51  P1  56,18  19,03  35,15 МВт;68(5.15)P23  P12  P2  37,15  31,71  5,44 МВт;(5.16)P54 P4  L6469,76  4,2 25,7 МВт;L54  L647,2  4,2(5.17)P54 P4  L5469,76  7,2 44,06 МВт.L54  L647,2  4,2(5.18)Аналогично производится расчет потоков реактивной мощности:Q51 = 6,88 МВАр; Q53 = 4,51 МВАр; Q12 = 4,91 МВАр;Q23 = 1,43 МВАр; Q54 = 3,96 МВАр; Q64 = 6,9 МВАр.Длядвухвариантовсетипотокимаксимальнойактивнойинескомпенсированной реактивной мощностей линии и длины линий приведеныв таблице 5.4 и 5.5.Таблица 5.4 – Потоки мощности в варианте № 1ВетвиКоличество цепейз, МВтPmaxQнеск, МВАрДлина, км123455–1156,186,881,65–3132,614,518,51–2137,154,914,52–315,441,433,75–4125,73,967,26–4144,066,794,269Таблица 5.5.

– Потоки мощности в варианте №2ВетвиКоличество цепейз, МВтPmaxQнеск , МВАрДлина, км123455–129,520,9851,65–2141,065,375,12-319,351,893,75-3128,74,058,55–4125,73,967,26–4144,066,794,2Найдем токи на 5 году эксплуатации для варианта №1 (5.11):I55156,182  6,882 297 А;3 110 1I55332,612  4,512 173 А;3 110 1I51237,152  4,912 197 А;3 110 1I5 23 4,442  1,432 30 А;3 110 1I554 25,72  3,962 136 А;3 110 1I 5 6 4 44,062  6,792 234 А.3 110 170Найдем расчетный ток для варианта №1 (5.10):I р 5-1  297 1,05  0,95  296,3 А;I р 5-3  173 1,05  0,95  172,6 А;I р1-2  197 1,05  0,95  196,5 А;I р 2-3  30 1,05  0,95  29,9 А;I р 5-4  136 1,05  0,95  135,7 А;I р 6-1  234 1,05  0,95  233,4 А.Для двух вариантов сети расчётные сечения на всех участках приведены втаблице 5.6 и 5.7.

По длительно допустимым токам производится проверка поусловию нагрева проводов. То есть, если ток в линии в послеаварийном режимеменьше, чем длительно допустимый, то данное сечение провода можно выбратьдля данной линии [11].Таблица 5.7. – Сечения проводов в варианте №1ВетвиРасчетныйток, А11–22–35–46–45–15–32196,529,9135,7234,4296,3172,6Маркавыбранногопровода3АС–240/32АС–150/24АС–240/32АС–240/32АС–300/39АС–240/3271КоличествоцепейМарка опор41111115ПБ 110–3ПБ 110–3ПБ 110–3ПБ 110–3ПБ 220–4ПБ 110–3Таблица 5.7.

– Сечения проводов в варианте №2ВетвиРасчетныйток, А13–52–52–31–55–46–42151,6216,549,924,9135,7234,4Маркавыбранногопровода3АС–240/32АС–240/32АС–150/242×АС–150/24АС–240/32АС–240/32КоличествоцепейМарка опор41112115ПБ 110–3ПБ 110–3ПБ 110–3ПБ 110–3ПБ 110–3ПБ 110–3Проверку по ПА режиму все принятые провода прошли.Выбор оптимальных схем РУ на ПС.Схемы РУ высшего напряжения.Через большее число ПС осуществляется транзит мощности, поэтомуоптимальным вариантом для них является схема мостик с выключателями вцепях трансформаторов, с неавтоматической ремонтной перемычкой состороны линии.Схемы РУ ВН определяются положением ПС в сети, напряжением сети,числом присоединений.

Характеристики

Список файлов ВКР