Добавил:
Upload Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.
Вуз: Предмет: Файл:

ПРИМЕР КУРС ПРОЭКТА СТАНЦИИ

.pdf
Скачиваний:
6
Добавлен:
26.03.2015
Размер:
1.01 Mб
Скачать

Таблиця 2.1

Графіки навантаження

годинt,,часуІнтервал

відповідногоОрдината типоводобовогоступеня- %,графікаго

-стутой-iнаПотужність зимовогодобовогопені МВт,графіка

-стутой-iнаПотужність літньогодобовогопені МВт,графіка

 

потужністьзимоваПовна S,навантаження

 

потужністьлітняПовна S,навантаження

 

 

 

 

 

 

 

 

МВА

 

, МВА

 

 

 

 

 

 

 

 

,

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Pti

Pti

Si2з ti

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

0-1

45

22,5

15,75

 

28,13

 

19,69

22,5

15,75

791

1-2

45

22,5

15,75

 

28,13

 

19,69

22,5

15,75

791

2-3

45

22,5

15,75

 

28,13

 

19,69

22,5

15,75

791

3-4

45

22,5

15,75

 

28,13

 

19,69

22,5

15,75

791

4-5

50

25

17,5

 

31,25

 

21,88

25

17,5

977

5-6

50

25

17,5

 

31,25

 

21,88

25

17,5

977

6-7

78

39

27,3

 

48,75

 

34,13

39

27,3

2377

7-8

90

45

31,5

 

56,25

 

39,38

45

31,5

3164

8-9

100

50

35

 

62,5

 

43,75

50

35

3906

9-10

100

50

35

 

62,5

 

43,75

50

35

3906

10-11

90

45

31,5

 

56,25

 

39,38

45

31,5

3164

11-12

79

39,5

27,65

 

49,38

 

34,56

39,5

27,65

2438

12-13

90

45

31,5

 

56,25

 

39,38

45

31,5

3164

13-14

90

45

31,5

 

56,25

 

39,38

45

31,5

3164

14-15

100

50

35

 

62,5

 

43,75

50

35

3906

15-16

100

50

35

 

62,5

 

43,75

50

35

3906

16-17

90

45

31,5

 

56,25

 

39,38

45

31,5

3164

17-18

79

39,5

27,65

 

49,38

 

34,56

39,5

27,65

2438

18-19

60

30

21

 

37,5

 

26,25

30

21

1406

19-20

60

30

21

 

37,5

 

26,25

30

21

1406

20-21

50

25

17,5

 

31,25

 

21,88

25

17,5

977

21-22

50

25

17,5

 

31,25

 

21,88

25

17,5

977

22-23

50

25

17,5

 

31,25

 

21,88

25

17,5

977

23-24

45

22,5

15,75

 

28,13

 

19,69

22,5

15,75

791

Σ

 

 

840,5

588,35

50349

По добовому графіку навантаження з табл. 2.1 визначається:

 

1) добова витрата електроенергії взимку , МВт·год:

 

 

 

 

 

24

 

 

 

 

 

 

 

 

 

W= P

ti =840,5,

 

 

 

(2.5)

i=0

де ti – тривалість i-той ступеня добового графіка, година

11

2) літня добова витрата електроенергії визначається з табл. 2.1 , МВт,·год:

 

24

 

 

W= Pti =588,35,

 

 

 

 

i=0

 

де ti – тривалість i-той ступеня добового графіка в годинах

 

3) середньодобове навантаження взимку, МВт:

 

P

=

W

=840,5/24=35,02,

(2.6)

 

cpcз

 

tc

 

де tc – тривалість доби – 24 години середньодобове навантаження взимку, %:

nсрсз% = Pсрсз 100 =35,02·100/50=70,04,

Pmax

4) літнє середньодобове навантаження, і показують його на добовому графіку навантажень (рис. 2.3), МВт:

Pcpcл =W=588,35/24=24,51, tc

де – тривалість доби – 24 години ордината середньодобового навантаження на добовому графіку, %:

nсрсз% = Pсрсз 100 =24,51•100/50=49,02,

Pmax

5) коефіцієнт заповнення графіка взимку, який показує ступінь нерівномірності графіка роботи установки:

K згз =

Pcpcз

=35,02/50=0,7,

(2.7)

P

 

max

 

 

5) коефіцієнт заповнення графіка влітку, який показує ступінь нерівномірності графіка роботи установки:

K згл =

Pcpcл

=24,51/50=0,49,

 

P

 

 

max

 

 

Річне споживання електроенергії, МВт·ч:

 

Wг =Wсз пз +Wсл пл=840,5·(365–120)+840,5·120=276524,5,

(2.8)

де пл– кількість діб влітку, згідно завдання ; nз– кількість діб взимку

nз = прічн пл

де прічн – кількість діб за рік, прічн =365

2) тривалість використання максимального навантаження, Tmax , год.:

Tmax = Wг = 276524,5/50=5530, (2.6)

Pmax

12

ВИБІР ТРАНСФОРМАТОРІВ ТА КОМПЕНСУЮЧИХ ПРИСТРОЇВ

Вибір трансформаторів

Для вибору трансформаторів необхідно визначити найбільш економічну

реактивну потужність навантаження підстанції.

 

Qек = Рmax tgϕек

(3.1)

де Рmax - максимальне значення активної потужності навантаження підстанції; tgϕек - економічне значення тангенса, що задається для енергосистеми в залежності від вищої напруги мережі. Для живильної напруги 35 кв tgϕек=0,23;

110 кВ tgϕек=0,28; 220 кВ tgϕек=0,32.

Для мережі Uн=110 кВ приймаємо

tgϕек= 0,28

Економічна споживана реактивна потужність підстанції Qек визначаєть-

ся, МВАр:

Qек = Рmax tgϕек=50·0,28=!Неопределенная закладка, P_М1.

Силові трансформатори, встановлені на підстанціях, призначені для перетворення електроенергії з однієї напруги на іншу.

Узавданні на курсове проектування задано дві напруги підстанції –110 кВ і 10 кВ, тому по кількості обмоток слід приймати двоххобмоточні трансформатори. Якщо потужність вибраного трансформатора 25 МВА і більш, то необхідно приймати трансформатори з розщепленими обмотками по нижчій стороні з метою обмеження струмів короткого замикання.

Оскільки в завданні присутні споживачі першої і другої категорії, те число трансформаторів знижувальної підстанції, що розраховується, згідно норм технологічного проектування, приймається рівним двом.

На підстанціях з двома трансформаторами робочі секції шин нижчої напруги рекомендується тримати в роботі роздільно. При такому режимі струм короткого замикання зменшується і поліпшуються умови роботи апаратів низької напруги [1].

Усистемах електропостачання промислових підприємств потужність силових трансформаторів повинна забезпечити в нормальних умовах живлення всіх приймачів. При виборі потужності трансформаторів добиваємося економічно доцільного режиму роботи і відповідного забезпечення резервування живлення приймачів при відключенні одного з трансформаторів. При цьому враховується, що на двох трансформаторній підстанції є післяаварійний режим роботи.

Потужність трансформатора на двох трансформаторній підстанції виберається по заданій потужності підстанції.

Максимальне навантаження підстанції з урахуванням компенсаційних пристроїв МВА:

2

2

2

+14

2

)

0,5

=51,92,

(3.2)

Smax =

Pmax + Qек =(50

 

 

 

 

 

13

 

 

 

 

 

 

 

Sср.кв =
=(50349/24)0,5=45,80,
24
S12 t1 + S22 t2 + S32 t3 + S42 t4 + S52 t5 +... + Si2 ti

де Pmax – максимальна активна потужність;

Qmax - максимальна реактивна потужність підстанції, МВАр;

Qек– економічна реактивна потужність навантаження підстанції, МВАр;

Номінальна потужність трансформатора на підстанції відповідно до [3] визначається, МВА:

(3.3)

Sнтр = (0,65...0,7)Smax =0,7·51,92=36,34.

Розрахункова потужність трансформаторів, одержана по формулі 3.3, округляється до найближчої стандартної потужності Sнтрпо шкалі ГОСТ

11920-85, ГОСТ 12965-85.

По табл. А1 вибираються два трансформатори одного типу. Данні трансформатора приведені в табл.3.1. Вибраний трансформатор перевіряється на аварійне перевантаження по ГОСТ 14209-97.

(3.4)

Sнтр K2 Smax ,

де K2 – коефіцієнт аварійного перевантаження при відключенні одного з

трансформаторів під час аварії, визначається по [4].

Він залежить від коефіцієнта початкового навантаження (K1), температури охолоджуючого середовища під час аварії (θохл), тривалості перевантажен-

ня (h), а також від системи охолоджування трансформатора. Коефіцієнт початкового навантаження K1 визначається як:

K =

Sср.кв

 

 

,(3.5)

n Sнтр

1

 

де n – число трансформаторівn = 2,

 

 

 

 

Sср.кв – середньоквадратичне

навантаження,

розраховується по добовому

графіку навантаження, МВА:

 

 

 

 

 

 

 

1

T

 

Sср.кв =

Si2dt ,

(3.6)

 

 

T

0

 

де T – тривалість графіка, годин;

 

 

 

 

Преображаємо математичну формулу 3.9

в розрахункову

Scp.=

ΣSi2з ti

24

де ti – тривалість i-той ступеня добового графіка (1година, табл. 2.1.), Si – повна потужність i-той ступеня графіка.

Si2 ti –множення з табл. 2.1.

14

15

 

 

 

 

Вибір трансформаторів

 

 

 

 

 

 

Таблиця 3.1

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

вузлаНайменування

Трансформатор

потужністьНомінальна, S

номінальнаСереднянапруга, кВ

замиканнякороткогоНапруга U

замиканнякороткогоВтрати P

ходухолостогоВтрати, Р

ходухолостогоСтрум, I

вартістьРозрахункова,тис. грн.

трансформатораопірАктивний , R

трансформатораопірРеактивний , X

потужністьРеактивнатрансформатора, квар,сQ,намагнічуєщо

 

регулюванняГраницінапруги ,%

 

 

перевантаженняВеличинатрансформаторежиміаварійномувра , ∆S

 

 

 

 

 

кВт

 

 

 

Ом ,

Ом ,

 

 

 

 

 

 

 

 

МВА ,

 

% ,

кВт

 

 

T

 

 

 

 

 

% ,

 

 

 

К

К

 

 

T

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

,

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

нтр

 

 

 

х

% ,

 

 

 

 

 

 

 

 

1

 

 

 

 

 

 

,

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

х

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1

ТРДН-40000/110

40

115/10,5

10,5

172

36

0,65

545

1,42

34,7

260

±9 ×

1,78

 

%

29,8

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

*Примітки. 1. Наявність букви ”Р” в найменуванні трансформатора – це трансформатор з розчепленням вторинної обмотки. 2. Активний RT і реактивний XT опори для трансформаторів з розчепленням вторинної обмотки приведені в табл. 2.7 при паралельном з’єднанні розщеплених половин вторинної обмотки.

16

Коефіцієнт початкового навантаження:

 

K =

Sср.кв

=45,8/(2·40)=0,573.

(3.7)

 

1

n Sнтр

 

Розрахункова добова тривалість аварійного перевантаженняh приймається, згідно норм технологічного проектування, при однозмінній роботі 4 год., при двох змінної 8 год., при тризмінній 12-24 год. Для двозмінної роботи приймаємо h =8 год.

Задаємось середньою температурою охолоджуючого повітря для літнього та зимового періоду, приймається середня температура для літа Луганської області θохлл= 21,2 0C, для зими Луганської області

θохлз=–5,9 0C [4].

По табл. 1.36 [2], табл. А2 для K1=0,573 і h =8 год, температури навколишнього середовища взимку Луганської області θохлл= 21,2 0C і способу охолоджування трансформатора Д (найменування трансформатора табл.3.1) визна-

чаємо допустиме аварійне навантаження взимку

 

K2з = 1,4

(3.7а)

Вибраний трансформатор перевіряється на аварійне перевантаження по

ГОСТ 14209-97 для зимового навантаження підстанції .

 

(3.8)

Sнтр K2з Smax

40·1,4 51,92 56 51,92

Вибраний трансформатор задовольняє аварійному перевантаженню взим-

ку.

По табл. 1.36 [2], табл. А2 для K1=0,573 і h =8 год, температури навколишнього середовища для літа Луганської області θохлл= 21,2 0C і способу охо-

лоджування трансформатора Д (найменування трансформатора табл.3.1) визначаємо допустиме аварійне навантаження

K2л= 1,16 .

Вибраний трансформатор перевіряється на аварійне перевантаження по ГОСТ 14209-97 для літнього навантаження підстанції .

Sнтр K2л SmaxК100л% (3.9) 40·1,1651,92·70/100

46,436,34

де K л% – літне навантаження підстанції у відсотках від зимового наван-

таження, береться з вихідних даних завдання до курсового проекту.

Вибраний трансформатор задовольняє аварійному перевантаженню вліт-

ку.

Якщо умови (3.8 та 3.9) не виконується то необхідно передбачити відключення частини споживачів III категорії, або збільшити потужність трансформатора на один ступінь.

17

Розрахунок потужності компенсаційних пристроїв

Однієї з найбільш ефективних заходів для зменшення втрат потужності є компенсація реактивної потужності, коли джерела реактивної потужності встановлюються поблизу споживачів. При цьому мережа вище підключення компенсуючи пристроїв (КП) розвантажується від протікання реактивної потужності. Це веде до зменшення струму в мережі і, як наслідок, до зменшення втрат активної потужності P , зменшення втрат електроенергії W , зменшення втрат напруги U . Вибір потужності регламентується [3].

З економічної точки зору найбільш економічною є споживана реактивна потужність вузлом навантаження Qек , яка визначається за формулою:

Для отримання економічного значення tgϕек в мережі, що проектується,

треба установити компенсуючи пристрої (КП) на підстанції на стороні низької напруги. Реактивна потужність компенсаційних пристроїв КП визначається за формулою:

Qкпр =Qmax Qек,

(3.2)

де Qmax - максимальне значення реактивної потужності вузла навантаження. Очевидно, що якщо Qmax Qек, то необхідності в компенсації реактивної по-

тужності немає.

Найчастіше на споживчих підстанціях для компенсаційних пристроїв КП використовуються конденсаторні батареї у виді комплектних установок типу КУ. Згідно [4] їхні потужності Qуст рівні: при вторинної (низької) напруги

Uнн=6 кВ – 0,3; 0,4; 0,45; 0,675; 0,9; 1,125; 1,35; 1,8; 2,7 МВАр; при Uнн=10 кВ – 0,4; 0,45; 0,675; 0,9; 1,125; 1,35; 1,8; 2,7 МВАр.

Увипадку Qкпр Qкпmin , компенсаційних пристрій КП не встановлюється.

Уподальших розрахунках варто враховувати не розрахункову потужність компенсаційних пристроїв Qкп, а встановлену Qкпн.

Потужність споживачів після компенсації реактивної потужності в вузлі наван-

таження визначається:

Sкрп = Pmax + j(Qmax Qек).

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Максимальна реактивна потужність підстанції Qек визначається, МВАр:

Q

= Р

 

tgϕ

= P

 

 

1

 

2

2

–1)

0,5

=37,5.

 

 

 

 

1=50·((1/0,8)

 

 

max

 

max

 

max

 

cosϕ

 

 

 

 

 

Розрахункова реактивна потужність компенсаційних пристроїв КП для підстанції визначається, МВАр:

Qкроз =Qmax Qек =37,5-14=23,5

Визначивши розрахункове значення потужності компенсаційних пристроїв Qкроз, необхідно підібрати комплектні конденсаторні установки для її реалі-

18

зації, або визначити кількість окремих конденсаторів, якими розрахункова потужність компенсаційних пристроїв КП може бути реалізована. Якщо підстанція 2-х трансформаторна, то при виборі комплектних КП необхідно пам'ятати, що вони повинні бути рознесені на підстанції на дві секції шин зі сторони низької напруги 6-10 кВ, тобто їхня кількість повинна бути кратна двом. При визначенні кількості окремих конденсаторів число їх повинне бути кратне 6, тому що вони будуть рівномірно рознесені по фазах і по секціях шин.

Таким чином, потужність компенсаційних пристроїв КП розподіляється нарівно на кожну секцію шин 6-10 кВ підстанції ПС, тобто кількість однотипних КП повинна бути кратна 2 при двохобмотувальних чи трьохобмотувальних трансформаторах, чи автотрансформаторах, встановлюваних на підстанції ПС (наприклад, типу ТМ, ТМН, ТДН, ТДТН, АТДЦТН), і кратно 4 – при трансформаторах з розщепленою обмоткою нижчої напруги (типу ТРДН).

Вибираємо трифазні конденсаторні установки для напруги Uнн=10 кВ

типу УК-6,3-1125 ЛУЗ (табл. А.3) потужністю

Qуст= 2,7 МВАр.

Для трансформатора типу двохобмоткового з розщепленням вторинної обмотки (присутня буква Р у позначенні типу) кількість установок повинна бути кратна 4 (два трансформатори на підстанції мають по дві розщепленні обмотки). Тому вибираємо кількість конденсаторних установок для підстанції.

nуст= 8 шт.

Фактична потужність компенсаційного пристрою на підстанції, МВАр,

Qкф = nуст Qуст=8·2,7=21,6.

Різниця між потрібною потужністю компенсаційних пристроїв Qкроз і фактичною потужністю компенсаційних пристрою на підстанції

Qкп = Qкроз Qкф 100% =((23,5-21,6)/21,6)·100%=8,8%.

Qкф

Реактивна потужність навантаження підстанції після компенсації, МВАр,

Qкрп =Qmax Qкф=37,5 -21,6 =15,9.

19

СТРУМИ КОРОТКОГО ЗАМИКАННЯ

Для вибору електроустаткування, апаратів, шин, кабелів, струмообмежувальних реакторів необхідно знати струми короткого замикання. При цьому досить уміти визначати струм трифазного короткого замикання в місці пошкодження. При розрахунку визначають періодичну складову струму короткого замикання для найбільш важкого режиму роботи мережі. Розрахунок аперіодичної складової проводять приблизно, допускаючи при цьому, що вона має максимальне значення в даній фазі.

Розрахунок струмів при трифазному короткому замиканні проводять в наступному порядку:

1.Для даної установки складають розрахункову схему. Розрахункова схема - це однолінійна схема електроустановки з вказівкою тих елементів і їх параметрів, які впливають на значення струму короткого замикання і тому повинні враховуватися при виконанні розрахунків. Розрахункова схема установки повинна відображати нормальний режим роботи. На розрахунковій схемі (рис. 4.1) намічають розрахункові точки короткого замикання - так, щоб апарати і провідники потрапляли в найбільш важкі умови роботи. Виключенням є апарати в ланцюги приєднань з реактором, вибрані по струму короткого замикання за реактором.

У приведених схемах передбачена роздільна робота трансформаторів по низькій стороні.

2.По розрахунковій схемі складають схему заміщення, замінюючи електромагнітні зв'язки електричними, джерела вводять в схему заміщення як е.р.с. і опори, решта елементів – як опори. Розрахунок струмів короткого замикання можна вести як в іменованих, так і у відносних одиницях. У мережах і установках напругою до 1000 В звичайно розрахунок проводять в іменованих одиницях. У установках напругою понад 1000 В прийнято всі опори короткозамкненого ланцюга приводити до базисних умов і виражати у відносних одиницях. Заздалегідь приймають базисну потужність Sб (100 або 1000 МВА). За базисну

напругу приймають середню номінальну напругу (Uб =Uср) того ступеня, на

якому передбачається коротке замикання. Таким чином, для кожної точки короткого замикання будуть свої базисні напруги Sб і струми Iб .

Iб =

Sб

,

(4.1)

3Uб

 

 

 

Складаємо схему заміщення для розрахунку трифазного к. з. для лінії і підстанції (рис. 4.1) і розрахувуємо струм к. з. для початкового моменту часу і ударний струм к. з. при пошкодженні в точках К1 і К2. Початкові данні приведені на рис. 4.1 Струми к. з. у точці К1 визначаються для вибору апаратів у колі трансформатора з високою напругою Uвн=110 кВ; у точці К2 - для вибору апа-

ратів у колі трансформатора з низькою напругою Uнн=10 кВ. Трансформатор

20

Тут вы можете оставить комментарий к выбранному абзацу или сообщить об ошибке.

Оставленные комментарии видны всем.