Добавил:
ivanov666
Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.
Вуз:
Предмет:
Файл:Проектирование электроэнергетических систем. Учебное пособие.pdf
∑∑∑
∑
По реактивной мощности необходимо выполнение условия:
Q
≥ Q
Таким образом Q
Q
= Р
ист
Q
сист
tgϕ
ист
ПC-4
Q
= 1102⋅151,33⋅10–6 = 0,32 МВАр;
с Л1
Q
= 1102⋅122,2⋅10–6 = 0,76 МВАр;
с Л2
Q
= 1102⋅353,77⋅10–6 = 0,33 МВАр;
с Л3
Q
= 1102⋅174,83⋅10–6 = 0,50 МВАр;
с Л4
Q
= 1102⋅161,15⋅10–6 = 0,50 МВАр;
с Л5
Q
= 1102⋅352,23⋅10–6 = 0,40 МВАр;
с Л6
= 66,3 + 6,71 + 13,7 – 2,8 = 83,9 МВАр.
>> Q
ист
ист
= 169,87⋅0,61 = 103,6 МВАр;
=∆∑Q
Лс
, поэтому установка компенсирующих
сист
устройств не требуется.
2.2. РАСЧЁТ РЕЖИМОВ
Целью точного электрического расчёта является определение потокораспределения в сети, значений напряжений на шинах всех подстанций, потерь активной и реактивной мощности в линиях и трансформаторах, необходимых отпаек трансформаторов в основных
режимах работы сети.
Расчёт режима производится в два этапа. На первом этапе при
допущении о равенстве напряжений во всех узлах сети рассчитываются все мощности. На втором этапе по найденным мощностям определяются напряжения во всех узлах сети.
Определение расчётных мощностей нагрузок ПС
– ПС А:
S
= SА + ∆SА – jQ
где Q
– зарядная мощность линий, формула (2.21);
зарЛ1
А.Р
= 18,9 + j7,6 + 0,12 + j1,31 – j6,66 =
= 19,02 – j2,25 = 19,15е
; (2.19)
сист
∆−∆+∆+=
QQQQQ
; (2.20)
ЛстрЛнагрсист
2
bUQ =
; (2.21)
Л
номЛс
8,2
МВАр;
зарЛ1
– jQ
j6,7°
зарЛ2
МВА,
=
71
– ПС Б:
″
″=′
′+=″
″=′
″
″=′
S
Б.Р
– ПС В:
S
= SВ + ∆SВ – jQ
В.Р
– ПС Г:
S
= SГ + ∆SГ – jQ
Г.Р
– ПС Д:
S
= SД + ∆SД – jQ
Д.Р
= SБ + ∆SБ – jQ
= 22,93 – j7,21 = 24,03е
зарЛ6
= 49,14 + j13,85 = 51,05е
зарЛ5
= 21,63 + j0,95 = 21,65е
зарЛ3
= 49,7 + j12,55 = 51е
= 22,8 + j8,6 + 0,13 + j1,57 – j2,96 =
зарЛ2
j17°
МВА;
– jQ
– jQ
– jQ
= 48,9 + j21,6 + 0,24 + j4,67 – j12,42 =
зарЛ5
j15,7°
МВА;
= 21,5 + j7,6 + 0,13 + j1,48 – j8,13 =
зарЛ4
j2,5°
МВА;
= 49,5 + j20,6 + 0,24 + j4,74 – j12,79 =
зарЛ4
j14°
МВА.
Рассмотрим первую разомкнутую сеть (рис. 2.4):
Рассмотрим вторую кольцевую сеть (рис. 2.5):
2.2.1. Определение потоков линий
=+==
=+==
=+=∆+
Л1
Л5
Л2
Л2Л2
А.Р
Л1Л1
Б.Р
Л2
Л2
Л1
Г.Р
Л5Л5
Л5
°
17
j
03,2421,793,22
ejSS
МВА;
°
18
=+=∆+
=+=
65,2159,063,21
j
5,2426,729,23
ejSSS
МВА;
°
13
j
4,4378,931,42
ejSSS
МВА;
°
14
ejSS
87,2167,18,21
8,4386,1048,42
j
ejSSS
j
ejSSS
°
5,2
МВА;
6,4
j
МВА.
°
МВА;
=+=∆+
Рис. 2.4. Схема первой разомкнутой сети
72
′+=″
′
′
″
″=′
′+=″
″∆=′
′+′
121
121
Рис. 2.5. Схема второй разомкнутой сети
°
4,12
Л6
Л3
Л6
Л4
В.Р
Д.Р
Л5
+∆=
Л6
Л6
Г.Р
Л4Л4
Л4
Л4
Л3Л3
Л3
=+=
=+==
=+=
j
6,7216,1594,70
ejSSS
МВА;
°
13
j
=+=
7356,1613,71
ejSSS
МВА;
°
5,2
j
65,2159,063,21
ejSS
МВА;
°
5,2
=+=∆+
j
6,2169,064,21
ejSSS
МВА;
°
8,16
j
4,7465,2117,71
ejSSS
МВА;
°
17
=+=∆+
j
4,7446,2118,71
ejSSS
МВА.
2.2.2. Определение напряжения
По условиям встречного регулирования принимаем напряжение
на шинах ЦП 1,1U
деляется по выражению:
= 121 кВ. Расчёт напряжения в узлах сети опре-
ном
2
2
)( UUUU δ+∆−=
прначкон
, (2.22)
пп
где ∆Uпр – продольная составляющая падения напряжения; δUпп – поперечная составляющая падения напряжения,
U
пр
Расчёт напряжения на высокой стороне узла А:
=∆U
пр
=δU
пп
xQrP
ист
ЛЛЛЛ
. (2.23)
)6,668,10()8,348,42(
⋅+⋅
⋅−⋅
9,1
=
кВ;
)8,368,10()6,648,42(
9,1
=
кВ;
=∆
U
73
А
121
121
121
121
121
121
121
121
Расчёт напряжения на высокой стороне узла Б:
=∆U
пр
=δU
пп
Б
Расчёт напряжения на высокой стороне узла Д:
=∆U
пр
=δU
пп
Д
Расчёт напряжения на высокой стороне узла В:
=∆U
пр
=δU
пп
В
Расчёт напряжения на высокой стороне узла Г:
=∆U
пр
=δU
пп
Г
22
22
⋅+⋅
3,1199,1)9,1121(
=+−=U
⋅+⋅
⋅−⋅
22
⋅+⋅
=+−=U
⋅−⋅
⋅+⋅
⋅−⋅
22
кВ.
)1662,7()1529,23(
8,3
=
кВ;
)1562,7()1629,23(
09,2
=
кВ;
11709,2)8,3121(
=+−=U
кВ.
)6,764,21()318,71(
7,2
=
кВ;
)364,21()6,718,71(
⋅+⋅
4
=
кВ;
4,1184)7,2121(
кВ.
)02,765,16()7,213,71(
84,2
=
кВ;
)7,265,16()02,713,71(
64,3
=
кВ;
22
11864,3)84,2121(
=+−=U
кВ.
)43,1096,0()92,964,24(
8,1
=
кВ;
)92,996,0()43,1064,24(
8,1
=
кВ;
1198,1)8,1121(
=+−=U
кВ.
Определим напряжения на низкой стороне понижающих трансформаторов.
Реальное напряжение на шинах НН вычисляется по формуле:
74
′
′+′
′
′
′−′
′
UU
U′=
Н
U
=∆
тр
U
=δ
тр
′
2.14. Напряжения на высокой и низкой стороне ПС
ПС U
вПС
А 119 10,41
Б 117 10,40
В 118 10,32
НН
; (2.24)
U
ВН
xQrP
трЛтрЛ
2U
2U
ВН
тр
; (2.25)
ВН
rQxP
трЛтрЛ
; (2.26)
2
2
)( UUUU δ+∆−=
. (2.27)
тр
, кВ U
нПС
, кВ
Г
119 10,79
Д 118,4 10,82
2.2.3. Расчёт токов короткого замыкания
Расчёт токов к.з. может производиться в абсолютных (именованных) или относительных единицах.
За базовое напряжение обычно принимается номинальное U
или среднее расчётное U
напряжение какой-либо ступени трансфор-
ср
ном
мации.
При выборе базовой мощности руководствуются тем, чтобы порядок относительных значений, полученных при расчёте, был удобен.
Чаще всего базовую мощность принимают равной 100 МВА.
Составим схему замещения для расчётов токов короткого замыкания (рис. 2.6).
Расчёт ведём в базисных величинах. Принимаем Uб1 = 115 кВ,
Sб = 100 МВА, тогда
115
119
41,10
06,10
===
кВ. (2.28)
75
U
НН
UU
бб
III
U
ВН
Рис. 2.6. Схема замещения
Базисные токи I и II ступеней:
S
I
б
I
б
II
b
I
3
U
bI
S
b
3
U
bI
Базисное сопротивление первой ступени:
Z
б
I
Определим параметры системы (центра питания):
X
C
E
C
где S
= 2000 МВА – мощность короткого замыкания.
к.з.
Базисное сопротивление линии В:
X
бВЛ
Базисное сопротивление трансформатора ТВ:
X
Вб
2
100
11573,1
⋅
100
⋅
22
115
100
100
2000
121
115
10,395
56,7
132,252
⋅
=
=
06,1073,1
===
===
===
===
25,132
==
==
U
bI
S
b
S
b
S
к.з.
U
C
U
б
I
X
ВЛ
Z
б
l
X
В
==
Z
б
l
кА;
503,0
кА.
75,5
25,132
Ом. (2.30)
05,0
; (2.31)
052,1
, (2.32)
079,0
. (2.33)
214,0
=
; (2.34)
(2.29)
76
Нб
X
2
Z
X
33,4
Н
==
132,252
⋅
б
l
126,0
=
. (2.35)
Расчёт ведём для токов трёхфазного короткого замыкания, так как
этот режим наиболее тяжелый.
Находим ток короткого замыкания на шинах ВВ:
= I
I
1
K
Находим ток короткого замыкания на шинах ВН:
=
I
2
K
C
Определяем ток на высокой стороне, при замыкании на низкой:
E
C
+
XX
ВЛб
C
E
C
+++
I
б
II
II
KK
==
2В2
I
б
I
108,4
=
бл
XXXX
НбВбВЛб
126,1
кА. (2.36)
I
бл
II
кА. (2.37)
383,12
=
кА. (2.38)
В качестве расчётного тока к.з. по высокой стороне принимаем
ток IK1, так как он больше, чем I
и чем I
KзВ
K2В
.
Рассмотрим к.з. на стороне ВН:
– начальные значения периодической составляющей тока к.з.:
I
= IK2 = 12,383 кА;
– апериодической составляющей тока к.з. в момент времени
где t
= 0,08 – собственное время отключения выключателей:
отк соб
τ = t
П02
+ 0,01 = 0,08 + 0,01 = 0,09 с,
отк соб
τ
−
Т
а
==
eIi
τ
a
П02
12,72
кА, (2.39)
где Та – постоянная времени затухания апериодической составляющей
тока к.з.;
– ударная составляющая тока к.з.:
–0,01/Т
где Ky = 1 + e
а
= 1,905 – ударный коэффициент;
4,332
== IKi
П022
yy
кА, (2.40)
– значение периодической составляющей тока к.з. в момент времени τ:
I
= I
Пτ2
= 12,383 кА;
П02
– импульс квадратичного тока короткого замыкания:
77
2
τ
−
Т
а
=
32,1511,0383,1209,0383,12
=
. (2.41)
ВК2 = ВП2 + Ва2 = IП022τ
2
τ
+
2 dteI
П02
∫
0
09,0
−
1,0
−⋅+⋅=
e
Для токов к.з. на низкой стороне расчёт проводим аналогично.
Результаты расчёта представлены в табл. 2.15.
IПО Iаτ iy Ta t
кA кA кA c c С
2.15. Результаты расчёта
Тип
отк соб
τ ВК
выклю-
чателя
кA2⋅c
Шины
ВВ
Шины
ВН
12,382 1,94 31,85 0,05 0,1 ВГТ-110 0,11 23,684
4,108 0,151 11,065 0,1 0,055 ВМПП-10 0,365 8,64
2.3. ВЫБОР ОБОРУДОВАНИЯ НА ПОДСТАНЦИИ
Выбираем мощность трансформаторов исходя из вышеприведённых расчётов (для ПС А-ТДН-16000 / 110-У1 и т.д.).
Схема подстанции для РУ-110 кВ – 110-4Н, для РУ-10 кВ – 10-1.
Количество выключателей 110 кВ – 2 шт.
2.3.1. Открытое распределительное устройство 110 кВ
Распределительное устройство 110 кВ выполнено на базе компактного модуля типа КМ ОРУ производства ЗАО «ЗЭТО» г. Великие
Луки.
КМ ОРУ-110 кВ состоит из блоков ВТт (трансформатор тока,
колонковый элегазовый выключатель), блоков ТН (трансформатор напряжения), блоков РГН-110 (разъединитель), блоков ЗР-110 и ОПНН110, блока опорных изоляторов и ОПН порталов с изоляторами и
молниеотводом, трансформатора тока – ТОГФ-110, выключателя ВГТ-
110. Каждый блок имеет опорную металлоконструкцию, состоящую из
опорных стоек и продольных швеллеров с растяжками. На продольные
швеллеры укладываются поперечные цоколи для установки оборудования. Оборудование соединяется между собой жёсткими или гибкими
соединениями. Узлы крепления жёстких соединений обеспечивают
компенсацию температурных изменений длины шин.
78
Рис. 2.7. Компактный модуль для ОРУ 110 кВ
Применение КМ ОРУ-110 кВ позволяет уменьшить площадь подстанции, уменьшить число фундаментов, сократить время на монтаж,
так как новая конструкция легко и быстро устанавливается.
Все металлоконструкции имеют покрытие методом горячего цинкования.
Кроме основного оборудования предусматриваются шкафы вспомогательного назначения для питания приводов и обогрева выключателей, шкафы зажимов для коммутации вторичных цепей, а также
шкафы питания и обогрева разъединителей.
Ошиновка ОРУ 110 кВ предусмотрена в жёстком исполнении.
Вводы 10 кВ выполнены проводом 2хАС-300/39 изолированным
изоляционным профилем MVLC-14-A/U. Изолирование открытых токоведущих частей проходных изоляторов ЗРУ-10 кВ и вводов НИ
трансформаторов выполнено высоковольтной изоляционной лентой
HVBT-14-A.
Наружное освещение ПС предусматривается выполнить четырьмя
светодиодными светильниками, установленными на прожекторной
мачте.
2.3.2. Выбор параметров и характеристик выключателя
Номинальное напряжение выключателя должно соответствовать
номинальному напряжению электрической сети в соответствии с разделом 51 настоящего стандарта.
79
Испытательные напряжения выключателя:
− напряжение грозового импульса;
− напряжение коммутационного импульса;
− кратковременное переменное напряжение.
Испытательные напряжения должны соответствовать нормированным испытательным напряжениям электрооборудования для выбранного класса напряжения.
Испытательные напряжения изоляции выключателей в сухом состоянии проверяются для всех категорий размещения.
Испытательные напряжения изоляции выключателей под дождём
проверяются только для категории размещения 1.
Если уровень возможных перенапряжений в сети превышает
нормированные испытательные напряжения изоляции, то для координации изоляции возможны следующие меры:
− применение специальных выключателей с повышенным уров-
нем изоляции;
− применение устройств, позволяющих снизить уровень
перенапряжений, например, R–C цепочек, ограничители перенапряжений (ОПН);
− применение устройств синхронизированного отключения вы-
ключателя.
Выбор мер по ограничению перенапряжений должен быть согласован с предприятием-изготовителем.
Номинальный ток выключателя должен выбираться из ряда значений, приведённых в табл. 2.16.
Если ток через выключатель в условиях эксплуатации может в
отдельные промежутки времени превышать значение номинального
тока выключателя, то применение выключателя допускается только
при согласовании с предприятием-изготовителем.
В отношении стойкости к воздействию климатических факторов
внешней среды выключатели должны соответствовать требованиям [6]
с учётом следующих положений:
а) для выключателей, устанавливаемых в открытых распределительных устройствах, нижнее рабочее значение температуры должно
быть не менее среднего значения из ежегодных абсолютно минимальных температур воздуха для конкретной территории расположения
распределительного устройства;
б) для выключателей категорий размещения 1, 2, 3 по ГОСТ
15150, расположенных в умеренном (У) макроклиматическом районе
при эпизодически появляющихся температурах ниже минус 400 °С,
нижнее рабочее значение температуры допускается в технически
обоснованных случаях принимать равным минус 400 °С;
80