Учебники 8057

Продолжение таблицы 4

Таблица 6 – Результаты выбора номинальных напряжений и сечений проводов линий

Таблица 8

Таблица 11

Таблица 14

3 Выбор числа и мощности трансформаторов

Выбор числа и мощности трансформаторов понижающей ПС для каждой подключенной сети при выполнении курсового проекта производится без детальной проработки. Решение этих вопросов в данном случае необходимо главным образом для дальнейших технико-экономических сравнительных расчетов. Поэтому ограничимся следующими указаниями для определения числа и мощности трансформаторов.

Мощность трансформатора в нормальных условиях эксплуатации должна обеспечивать питание электрической энергией всех потребителей, подключенных к данной ПС.

Следует отметить, что повреждения трансформаторов на понижающих ПС, сопровождающиеся их отключением, довольно редки (не чаще одного раза в 10 15 лет), однако с их возможностью следует считаться, особенно при подключении к ПС потребителей I и II категорий, не терпящих перерывов в электроснабжении. Поэтому для питания потребителей указанных категорий, на каждой подключенной линии ПС должно быть установлено не менее двух трансформаторов

(nт = 2).

13

В случае аварии на одном из трансформаторов второй должен обеспечить полной мощностью потребителей I и II категорий. Практически это достигается путем установки на ПС на каждой подключенной линии двух трансформаторов, номинальная мощность каждого из которых рассчитана на 60 70 % максимальной нагрузки линии.

Сведения, необходимые для выбора мощности трансформаторов при заданных значениях дефицита мощности P*, следует представить в форме таблицы 15.

Таблица 15

Суммарная мощность Pmax, подключенная в режиме максимума нагрузки по двум линиям, согласно заданию на курсовой проект равна P*∙Рд с вероятностью р (см. таблицу 1); при этом по линии 13 передается максимальная мощность 0,6∙P*∙Рд, по линии 23 – максимальная мощность 0,4∙P*∙Рд.

Номинальную мощность каждого из двух трансформаторов линии 13 выберем на уровне 70 % от передаваемой мощности (0,7∙0,6∙P*∙Рд = 0,42∙P*∙Рд). Номинальную мощность

каждого из двух трансформаторов линии 23 выберем на уровне

0,7∙0,4∙P*∙Рд = 0,28∙P*∙Рд.

14

После аварии при выходе из строя одного из трансформаторов линии загрузка исправного трансформатора возрастает

вдва раза и составит в режиме максимума нагрузки 140 % от номинальной мощности трансформатора.

Впослеаварийных режимах допускается перегрузка трансформаторов до 140 % на время максимума (не более 6 ч

всутки на протяжении не более 5 суток), при этом коэффициент заполнения суточного графика нагрузки не должен быть больше 0,75 (коэффициент заполнения графика нагрузки – отношение среднесуточного тока нагрузки к наибольшему току за сутки). Следует также учитывать, что при аварии на одном из параллельно работающих трансформаторов возможно отключение потребителей III категории, если эти потребители питаются по отдельным линиям.

Таким образом, суммарная установленная мощность трансформаторов будет удовлетворять требуемым условиям

где Sт, nт – единичная мощность и количество трансформаторов на линии ПС;

Рmax – максимальная нагрузка линии ПС в нормальном режиме;

Рав = Рmax – Ррез – нагрузка линии ПС в послеаварийном режиме после выхода из работы одного трансформатора;

Ррез – часть нагрузки ПС, резервируемая по сетям вторичного напряжения;

nотк – количество отключенных трансформаторов;

kав – допустимый коэффициент перегрузки трансформатора в аварийных случаях по стандартам и ТУ (kав = 1,4 при предшествующей нагрузке, не превышающей 0,8 номинальной, продолжительности перегрузки в течение суток не более

4 ч., t = 20 °С).

15

4 Выбор компенсирующих устройств

При решении вопросов компенсации реактивной мощности в сети экономически целесообразно в первую очередь принять меры для снижения реактивной мощности потребителей. К таким мерам относятся правильный подбор электродвигателей, замена некоторых асинхронных электродвигателей синхронными, а также установка компенсирующих конденсаторов на ПС. Все эти мероприятия выполняются в сетях потребителей и не входят в задание курсового проекта.

Вследствие высоких удельных значении зарядной мощности ВЛ напряжением 220 кВ и выше суммарная зарядная мощность этих ВЛ при длине 300 км и более становится соизмеримой с ее пропускной способностью, а при 1000 км и более превышает ее.

Зарядная мощность ВЛ является крупной составляющей в приходной части баланса реактивной мощности. Сток реактивной мощности ВЛ в примыкающие системы вызывает значительные повышения напряжения в самой системе и на оборудовании ПС и изоляции линий.

Повышение напряжения может достигать опасных значений в режимах передачи небольших мощностей и одностороннего включения линий. Протекание зарядной мощности по незагруженной линии вызывает повышение напряжения на самой линии при двустороннем включении линии – от конца линии к ее середине, при одностороннем включении линии – от включенного конца к отключенному.

Для обеспечения приемлемых напряжений в режимах малых нагрузок в сетях напряжением 110 220 кВ энергосистем, примыкающих к ПС дальней электропередачи и вдоль самой электропередачи необходима установка шунтирующих реакторов, компенсирующих 60 80 % зарядной мощности линий напряжением 330 750 кВ.

Шунтирующие реакторы целесообразно размещать на сооружаемых ПС или переключательных пунктах. Сооруже-

16

ние специальных пунктов между ПС для установки реакторов экономически оправдывается только при длине линии между ПС более 500 км.

Для ориентировочных расчетов (когда сечения проводов еще не определены) принимают реактивное сопротивление проводов воздушных линий хо равным: для одиночных проводов – 0,4 0,42 Ом/км, для расщепленных на две части проводов – 0,31 0,33 Ом/км, на три части – 0,27 0,29 Ом/км.

Потери реактивной мощности в линии n

где In – ток в линии n, А;

хоn – реактивное сопротивление 1 км провода линии n, Ом/км;

ln3 – протяженность линии n, км.

Зарядная мощность, генерируемая линией n электрической сети, может быть определена по формуле

где Uномn – номинальное напряжение линии, В

bn – емкостная реактивная проводимость 1 км линии n, см/км.

Можно также принять, что каждые 100 км линии напряжением 110 кВ генерируют 3,5 МВ∙А реактивной (емкостной) мощности, 150 кВ – 6 7 МВ∙А, 220 кВ – 14 МВ∙А, 330 кВ – 42 МВ∙А, 500 кВ – 95 МВ∙А, 750 кВ – 225 МВ∙А.

Мощность устройств, устанавливаемых на ПС для компенсации реактивной мощности линий [2]

Согласно заданию на курсовой проект мощность компенсирующих устройств определяется для каждого заданного уровня дефицита мощности Pд системы С3.

17

Для компенсации реактивной мощности линии с преобладанием зарядной мощности Qbлn применяются шунтирующие реакторы ШР и УШР (таблицы 16 18). Для стабилизации напряжения и управления перетоками реактивной мощности применяются УШР (таблица 17). УШР – управляемые ШР с масляным охлаждением. Изменение проводимости сетевой обмотки осуществляется путем подмагничивания магнитопровода или другими способами с применением систем непрерывного или дискретного автоматического регулирования параметров реактора.

Таблица 16 – Управляемый масляный шунтирующий реактор 500 кВ (однофазный)

Таблица 17 – Управляемые шунтирующие реакторы с подмагничиванием серии РТУ 35 500 кВ (для компенсации реактивной мощности и регулирования напряжения)