Размещено на http://www.allbest.ru/

Министерство образования и науки РФ

Федеральное Государственное бюджетное образовательное учреждение

высшего профессионального образования

«Волгоградский государственный архитектурно-строительный университет»

Кафедра энергоснабжения и теплотехники

Пояснительная записка

к курсовой работе на тему

Проектирование электрических сетей промышленного предприятия

ВВЕДЕНИЕ

Около 70 % всей вырабатываемой в нашей стране электроэнергии потребляется промышленными предприятиями. Электроснабжение промышленных предприятий осуществляется системами электроснабжения (СЭС). В СЭС можно выделить два вида электроустановок: по производству электроэнергии -- электрические станции; по передаче, преобразованию и распределению электроэнергии -- электрические сети. Основным источником электроснабжения предприятий являются электростанции и сети районных энергосистем. В энергосистеме электростанции с помощью сетей высокого напряжения объединены для совместной параллельной работы на общую нагрузку. Это даёт ряд технических и экономических преимуществ по сравнению с отдельно работающими электростанциями. Собственные электростанции на промышленных предприятиях сооружаются в исключительных случаях.

Электрическая сеть -- совокупность электроустановок для передачи, преобразования и распределения электроэнергии, состоящая из подстанций, распределительных устройств, токопроводов, воздушных и кабельных линий электропередачи, работающих на определенной территории. Электрические сети должны обеспечивать: надёжность (бесперебойность) электроснабжения; высокое качество электроэнергии, характеризуемое нормированным уровнем напряжения у потребителей; удобство и безопасность обслуживания; экономичность; возможность дальнейшего развития без коренного переустройства сети. В связи с этим электрические сети должны тщательно проектироваться, качественно монтироваться и технически правильно эксплуатироваться.

Задачами проектирования промышленных сетей являются: определение расчетных нагрузок и выбор источников питания; выбор схемы и рационального напряжения сети внешнего электроснабжения; выбор числа, мощности и типов трансформаторов понижающих подстанций; определение местоположения подстанций; предварительный выбор схемы электрических соединений подстанций, являющихся пунктами приёма электроэнергии, поступающей от энергосистемы; электрический расчет питающей ЛЭП внешнего электроснабжения; выбор способов регулирования напряжения; выбор схемы и рационального напряжения распределительной сети предприятия; расчет распределительной сети. Главной целью данных методических указаний является привитие практических навыков электрических расчётов сетей напряжением выше 1 кВ. Навыки расчётов электрических сетей необходимы как при проектировании промышленных сетей, так и при их эксплуатации.

Глава 1. Проектирование сети внешнего электроснабжения

трансформатор баланс мощность напряжение

1.1 Определение расчетной мощности предприятия

Исходные данные выписаны в табл. 1.1: расчетные нагрузки предприятия, заданные на шинах низшего напряжения (НН) цеховых трансформаторных подстанций (ТП) с учетом компенсации реактивной мощности и потерь мощности в цеховых сетях; категорийность нагрузок по надежности электроснабжения; коэффициент мощности; число часов использования максимума нагрузок.

Таблица 1.1 Характеристика электрических нагрузок предприятия

№ рисунка генплана предприятия П1.1.	Pp i (нн), МВт	Qp i (нн), Мвар	Sp i (нн), МВА	сos i	Состав потребителей по категориям надежности	Длительность использования максимума нагрузки, ч
S1	1,1	0,54	1,2254	0,897	I и II кат. - 75%	5200
S2	1,1	0,54	1,2254	0,897	I и II кат. - 75%	5200
S3	1,1	0,54	1,2254	0,897	I и II кат. - 75%	5200
S4	1,1	0,54	1,2254	0,897	I и II кат. - 75%	5200
S5	0,5	0,2	0,5385	0,928	II кат. - 80%	5200
S6	0,31	0,13	0,3362	0,922	II кат. - 80%	5200
S7	0,5	0,2	0,5385	0,928	II кат. - 80%	5200
S8	0,19	0,1	0,2147	0,885	II кат. - 80%	5200
S9	0,34	0,17	0,3801	0,894	III категории	5200
S10	0,34	0,17	0,3801	0,894	III категории	5200
S11	0,34	0,17	0,3801	0,894	III категории	5200
S12	0,5	0,2	0,5385	0,928	II кат. - 80%	5200
S13	0,5	0,2	0,5385	0,928	II кат. - 80%	5200

Определяем суммарные расчетные величины активных и реактивных мощностей на шинах НН (0,4 кВ) всех цеховых ТП, а затем -- расчетную полную мощность:

P(НН) = Pp i (НН) (1.1)

P(НН) = Pp1 (НН) + Pp2 (НН)+ Pp3 (НН)+ Pp4 (НН)+ Pp5 (НН)+ Pp6 (НН) Pp7 (НН)+ Pp8 (НН)+

+ Pp9 (НН)+ Pp10 (НН)+ Pp11 (НН)+ Pp12 (НН)+ Pp13 (НН) = 1,1+1,1+1,1+1,1+0,5+0,31+0,5+0,19+0,34+0,34+0,34+0,5+0,5=7,92 МВт

Q(НН) = Qp i (НН) (1.2)

Q(НН) = Qp1(НН) + Qp2 (НН) + Qp3 (НН) + Qp4 (НН) + Qp5 (НН) + Qp6 (НН) + Qp7 (НН) +

+ Qp8 (НН) + Qp 9 (НН) + Qp10 (НН) + Qp11 (НН) + Qp12 (НН) + Qp13 (НН)

0,54+0,54+0,54+0,540,2+0,13+0,2+0,1+0,17+0,17+0,17+0,2+0,2=3,7 Мвар

Sp (НН) =,

Определяем расчетную нагрузку предприятия, отнесенную к шинам вторичного напряжения приемной подстанции (ГПП, ГРП), с учетом высоковольтных электроприёмников и потерь мощности в цеховых трансформаторах и высоковольтных заводских сетях.

Суммарные расчетные активная и реактивная мощности нагрузки на шинах вторичного напряжения приемной подстанции предприятия (ГПП, ГРП) предварительно определяются по формулам:

Pp = (Pнн + Pвв + Pцт + Pл )Kрм (1.3)

Qр = (Qнн + Qвв + Qцт + Qл )Kрм (1.4)

где Pвв , Qвв -- суммарные активная и реактивная мощности высоковольтных электроприёмников. В курсовой работе они не учитываются, так как не заданы в исходных данных;

Pцт , Qцт -- соответственно потери активной и реактивной мощностей в трансформаторах цеховых ТП

Pцт =0,02Sр (нн) (1.5)

Qцт = 0,1Sр (нн) (1.6)

где Sр (нн) -- расчетная полная мощность предприятия на шинах НН (0,4 кВ) за максимально нагруженную смену с учетом потерь в сети НН;

Pл , Qл -- соответственно потери активной и реактивной мощностей в линиях внутренней сети напряжением выше 1 кВ:

где Pл = 0,03·Sр (нн); Qл « Pл , а поэтому можно принять Qл = 0;

Kр.м -- коэффициент разновремённости максимумов нагрузок предприятия, равный 0,9--0,95.

Pp = (Pнн + Pцт + Pл )Kрм = 7,92 + 0,02·8,74 + 0,03·8,74)0,95 = 7,939МВт

Qр = (Qнн + Qцт)Kрм (3,7 + 0,1·8,74)0,95 = 4,35 Мвар

Расчетная полная мощность предприятия на шинах приемной подстанции (ГПП, ГРП), МВА, равна

S р = = 9,053 МВ·А

Определяем коэффициент мощности нагрузки предприятия на шинах вторичного напряжения приемной подстанции при максимальном режиме

1.2 Выбор схемы электроснабжения предприятия

Система внешнего электроснабжения включает в себя схему электроснабжения и источники питания предприятия. В курсовой работе рассматривается электроснабжение предприятия от энергосистемы -- районной трансформаторной подстанции (РТП).

При заданном напряжении источника питания 110 кВ целесообразно внешнее электроснабжение осуществить по воздушной линии электропередачи (ВЛ) напряжением 110 кВ, а в качестве приёмного пункта электроэнергии на предприятии предусмотреть ГПП-110/10 кВ. Так как в составе предприятия имеется значительная часть потребителей первой и второй категории надёжности, то питающая ВЛ-110 кВ должна быть резервированной, то есть двухцепной.

По условию надёжности электроснабжения на ГПП необходимо предусмотреть два силовых трансформатора напряжением 110/10 кВ.

1.3 Выбор напряжения сети внешнего электроснабжения

Напряжение сети внешнего электроснабжения задано - 110 кВ.

1.4 Выбор трансформаторов цеховых ТП

Номинальная мощность трансформаторов Sном.т, кВА, определяется по средней нагрузке Sср.м цеха за максимально загруженную смену по следующей формуле [1]

Sном.т = Sср.м /N·Kз (1.7)

где N -- число трансформаторов;

Kз -- коэффициент загрузки трансформатора; при преобладании нагрузок I и II категории коэффициент загрузки принимается равным 0,7; при нагрузках III категории коэффициент равен 0,9--0,95.

Мощность трансформаторов двухтрансформаторной ЦТП принимается исходя из условия, что оба трансформатора загружены постоянно, но не на полную мощность (коэффициент загрузки 0,7). Предполагается, что в случае выхода из строя одного трансформатора ЦТП, другой примет на себя всю нагрузку, не перегружаясь более чем на 40 % (коэффициент аварийной перегрузки Kп.а = 1,4). Это соответствует условию

Sт = Sр(НН) / N·Kз = Sр(НН)/2·0,7 = Sр(НН) / 1,4 (1.8)

где Sт -- расчетная полная мощность одного трансформатора, кВА.

Для однотрансформаторной ЦТП, если по графику нагрузки цеха не ожидаются резкие перегрузки, мощность трансформатора Sт , кВА, равна

Sт = Sр(НН) / Kз, где Kз принимается 0,9--0,95.

Результаты выбора трансформаторов цеховых ТП оформлены в табл. 1.2.

Sт1 = Sр1(НН) / N·Kз = Sр1(НН)/2·0,7 = Sр1(НН) / 1,4 = 1225/1,4 = 875 кВА;

Sт2 = Sр2(НН) / N·Kз = Sр2(НН)/2·0,7 = Sр2(НН) / 1,4 = 1225/1,4 = 875 кВА;

Sт3 = Sр3(НН) / N·Kз = Sр3(НН)/2·0,7 = Sр3(НН) / 1,4 = 1225/1,4 = 875 кВА;

Sт4 = Sр4(НН) / N·Kз = Sр4(НН)/2·0,7 = Sр4(НН) / 1,4 = 1225/1,4 = 875 кВА;

Sт5 = Sр5(НН) / N·Kз = Sр5(НН)/2·0,7 = Sр5(НН) / 1,4 = 538/1,4 = 384 кВА;

Sт6 = Sр6(НН) / N·Kз = Sр6(НН)/2·0,7 = Sр6(НН) / 1,4 = 336/1,4 = 240 кВА;

Sт7 = Sр7(НН) / N·Kз = Sр7(НН)/2·0,7 = Sр7(НН) / 1,4 = 538/1,4 = 384 кВА;

Sт8 = Sр8(НН) / N·Kз = Sр8(НН)/2·0,7 = Sр8(НН) / 1,4 = 215/1,4 = 153 кВА;

Sт9 = Sр9(НН) / Kз = Sр9(НН) / 0,9 = 380/0,9 = 400 кВА;

Sт10 = Sр10(НН) / Kз = Sр10(НН) / 0,9 = 380/0,9 = 40 кВА;

Sт11 = Sр11(НН) / Kз = Sр11(НН) / 0,9 = 380/0,9 = 400 кВА;

Sт12 = Sр12(НН) / N·Kз = Sр12(НН)/2·0,7 = Sр12(НН) / 1,4 = 538/1,4 = 384 кВА;

Sт13 = Sр13(НН) / N·Kз = Sр13(НН)/2·0,7 = Sр13(НН) / 1,4 = 538/1,4 = 384 кВА.

Таблица 1.2

тп	Расчетные мощности на шинах НН	Sр(1,2)	Трансформаторы	Потери в трансфор.	Расчетная мощность на шинах ВН ТП
	Рр(нн)	Qр(нн)	Sр(нн)		К-во	Тип ТМ	Sном	1,4хSном	?Pт	?Qт	Рр(вн)	Qр(вн)	Sр(вн)
	кВт	квар	кВА	кВА	шт.		кВА	кВА	кВт	квар	кВт	квар	кВА
ТП-1	1100	540	1225	875	2	1000	1000	1400	5,37	33,26	1105,3	573,26	1245,1
ТП-2	1100	540	1225	875	2	1000	1000	1400	5,37	33,26	1105,3	573,26	1245,1
ТП-3	1100	540	1225	875	2	1000	1000	1400	5,37	33,26	1105,3	573,26	1245,1
ТП-4	1100	540	1225	875	2	1000	1000	1400	5,37	33,26	1105,3	573,26	1245,1
ТП-5	500	200	538	384	2	400	400	560	2,47	18,87	502,47	218,87	548,07
ТП-6	310	130	336	240	2	250	250	350	8,92	32,23	318,92	162,23	357,81
ТП-7	500	200	538	384	2	400	400	560	2,47	18,87	502,47	218,87	548,07
ТП-8	190	100	214	153	2	160	160	224	4,56	21,78	194,56	121,78	229,53
ТП-9	340	170	380	-	1	400	400	400	5,88	24,65	345,88	194,65	396,89
ТП-10	340	170	380	-	1	400	400	400	5,88	24,65	345,88	194,65	396,89
ТП-11	340	170	380	-	1	400	400	400	5,88	24,65	345,88	194,65	396,89
ТП-12	500	200	538	384	2	400	400	560	2,47	18,87	502,47	218,87	548,07
ТП-13	500	200	538	384	2	400	400	560	2,47	18,87	502,47	218,87	548,07
	= 7920	= 3700									= 7982,5	= 4036,5

Таблица 1.3 Характеристики выбранных цеховых трансформаторов

Тип трансф.	Sном, кВА	Uном, кВ, обмоток	uк, %	Pк, кВт	Pх, кВт	Iх, %	Rт, Ом	Xт, Ом	Qх, квар
		ВН	НН
ТМ-160/10У1	160	10	0,4	4,6	2	0,34	2,6	22,7	40,8	26
ТМ-250/10У1	250	10	0,4	4,5	3,7	1,05	2,3	6,7	15,6	9,2
ТМ-400/10У1	400	10	0,4	4,5	5,5	0,92	2,1	3,7	10,6	12
ТМ-1000/10У1	1000	10	0,4	5,5	12,2	2,1	1,4	1,22	5,35	26

Определяем потери активной и реактивной мощностей в трансформаторах каждой цеховой ТП в соответствии со следующими формулами:

а) для одного трансформатора

Pт = Kз2·Pк + Pх (1.9)

Pт9 = Pт10 = Pт11 = (380/400)?· 5,5 + 0,92 = 5,88 кВт,

Qт = Sном ( uк·Kз2 + Iх) / 100 (1.10)

Qт9 = Qт10 = Qт11 = 4·(4,5·(380/400)? + 2,1) = 24,65 квар,

б) для двух трансформаторов, работающих параллельно

Pт = 2 ( Kз2·Pк + Pх) (1.11)

Pт1 = Pт2 = Pт3 = Pт4 = 2·((875/4000)?· 12,2 + 2,1) = 5,37 кВт,

Pт5 = Pт7 =Pт12 = Pт13 = 2·((384/1600)?· 5,5 + 0,92) = 2,47 кВт,

Pт6 = 2·((240/250)?· 3,7 + 1,05) = 8,92 кВт,

Pт8 = 2·((153/160)?· 2,12 + 0,34) = 4,56 кВт;

Qт =2Sном (uк·Kз2 + Iх) / 100 (1.12)

Qт1 = Qт2 =Qт3 = Qт4 = 2·10·(5,5·(875/4000)? + 1,4) = 33,26 квар,

Qт5 = Qт7 =Qт12 = Qт13 = 2·4·(4,5·(384/1600)? + 2,1) = 18,87 квар,

Qт6 =2·2,5·(4,5·(240/250)? + 2,3) = 32,23 квар,

Qт8 = 2·1,6·(4,6·(153/160)? + 2,6) = 21,78 квар,

где Sном -- номинальная мощность трансформатора, кВА;

uк -- напряжение короткого замыкания, %;

Kз -- коэффициент загрузки трансформатора (отношение действительной нагрузки трансформатора к его номинальной мощности): Kз = Sр / Sном -- при однотрансформаторной ТП; Kз = Sр / 2Sном -- при двухтрансформаторной ТП;

Iх -- ток холостого хода трансформатора, %.

Определяем расчетные активную, реактивную и полную мощности нагрузки на шинах ВН каждой цеховой ТП:

Pр(ВН) = Pр + Pт (1.14)

Pр1(ВН) = Pр2(ВН) = Pр3(ВН) = Pр4(ВН) = 1100 + 5,37 = 1105,37 кВт,

Pр5(ВН) = Pр7(ВН) = Pр12(ВН) = Pр13(ВН) = 500 + 2,47 = 502,47 кВт,

Pр6(ВН) =310 + 8,92 = 318,92 кВт,

Pр8(ВН) = 190 + 4,56 = 194,56 кВт,

Pр9(ВН) = Pр10(ВН) = Pр11(ВН) = 340 + 5,88 = 345,88 кВт,

Qр(ВН) = Qр + Qт (1.15)

Qр1(ВН) = Qр2(ВН) = Qр3(ВН) = Qр4(ВН) = 540 + 33,26 = 573,26 квар,

Qр5(ВН) = Qр7(ВН) = Qр12(ВН) = Qр13(ВН) = 200+18,87=218,87 квар,

Qр6(ВН) = 130+32,23=162,23 квар,

Qр8(ВН) = 100+21,78=121,78 квар,

Qр9(ВН) = Qр10(ВН) = Qр11(ВН) = 170+24,65=194,65 квар,

Sр (ВН) (1.16)

Sр1(ВН) = Sр2 (ВН) = = Sр3 (ВН) = Sр4 (ВН) = = 1245,18 кВ·А;

Sр5(ВН) = Sр7 (ВН) = Sр12 (ВН) = Sр13 (ВН) = = 548,07 кВ·А;

Sр6 (ВН) = = 357,81 кВ·А;

Sр8 (ВН) = 229,53 кВ·А;

Sр9(ВН) = Sр10 (ВН) = Sр11 (ВН) = = 396,89 кВ·А;

Результаты расчетов занесены в таблицу 1.2.

1.5 Выбор трансформаторов ГПП

По условию надёжности электроснабжения ГПП предприятий, как правило, выполняются двухтрансформаторными. Определение мощности трансформаторов ГПП производится на основании расчетной нагрузки предприятия в нормальном режиме. В послеаварийном режиме (при отключении одного трансформатора) для надежного электроснабжения потребителей предусматривается их питание от оставшегося в работе трансформатора. При этом часть неответственных потребителей может быть отключена с целью снижения нагрузки трансформатора.

Так как графики нагрузок и Qэ1 не заданы, то расчетная полная мощность предприятия определяется без учета режима энергоснабжающей организации по реактивной мощности, но с учетом потерь мощности в цеховых трансформаторах (см. табл. 1.2). Потерями во внутренних сетях напряжением выше 1 кВ можно пренебречь. Уточненная расчетная полная мощность предприятия, равна

Sp = = = 8497,76 кВ•А

здесь

Pр = Kрм ·Pр (ВН) = 0,95 • 7982,48 = 7583,36 кВт,

Qр = Kрм ·Qр (ВН) = 0,95 • 4036,48 = 3834,66 Квар,

где Pр (ВН) -- суммарная расчетная активная мощность на шинах ВН всех цеховых ТП, кВт;

Qр (ВН) -- суммарная расчетная реактивная мощность на шинах ВН всех цеховых ТП, квар.

Так как на ГПП устанавливаются два трансформатора, то номинальная мощность каждого из них, кВА, определяется по условию [1, c. 85]

Sном.т Sр /2·0,7 (1.17)

Sном.т 8497,76 /2·0,7 = 6069,83 кВ•А

В аварийных условиях оставшийся в работе трансформатор должен быть проверен на допустимую перегрузку с учетом возможного отключения потребителей III категории надежности. Условие проверки:

1,4·Sном.т Sр (1.18)

Таблица 1.4 Характеристики выбранных трансформаторов ГПП

Тип трансформатора	Sном, кВА	Uном, кВ, обмоток	uк, %	Pк, кВт	Pх, кВт	Iх, %	Rт, Ом	Xт, Ом	Qх, квар
		ВН	НН
ТДН 10000/110	10000	110	11	10,5	60	14	0,7	7,95	139	70

1.6 Выбор схемы электрических соединений ГПП

Выбор схемы электрических соединений ГПП -- важнейший этап при проектировании электрической части ГПП, требующий глубокой проработки и подробного обоснования при решении этого вопроса. В данной курсовой работе по электрическим сетям задача состоит в том, чтобы, учитывая основные требования к схемам подстанций (без детального их обоснования) и принципы построения этих схем, выбрать схему ГПП используя типовые схемы РУ 110 кВ и РУ 10 кВ.

1.7 Электрический расчет питающей ЛЭП напряжением 220 кв с учетом трансформаторов ГПП (расчет электропередачи)

1.7.1 Исходные данные для расчета

При электрическом расчете ЛЭП напряжением 110 кВ (ЛЭП-110 кВ) внешнего электроснабжения промпредприятия схема электропередачи обычно представляется в виде двух звеньев: собственно самой ЛЭП и понижающих трансформаторов ГПП предприятия.

Исходные данные для расчета:

источник питания -- районная трансформаторная подстанция (РТП) с двумя двухобмоточными трансформаторами напряжением 110/11 кВ;

номинальное напряжение ЛЭП Uном = 110 кВ;

длина ЛЭП 25 км;

конструктивное выполнение ЛЭП -- двухцепная ВЛ;

число, тип и номинальные данные понижающих трансформаторов ГПП

величины рабочих напряжений на шинах РТП в часы максимальной и минимальной нагрузок;

минимальная нагрузка (в ночной период) на шинах 10 кВ ГПП составляет 25--30 % от расчетной максимальной нагрузки с тем же коэффициентом мощности;

продолжительность использования максимума нагрузки предприятия Tmax, = 5200 ч.

1.7.2 Задача и содержание расчета электропередачи

Задача электрического расчета электропередачи состоит в том, чтобы по известной (расчетной) мощности в конце электропередачи и заданному напряжению U1 в ее начале определить напряжение в конце электропередачи и мощность в ее начале, т. е. на шинах РТП .

Цели расчета:

выбор экономического сечения проводов питающей ЛЭП-110 кВ;

определение расчетной мощности, потребляемой с шин 110 кВ РТП, в различных режимах работы электропередачи;

определение уровней напряжения в различных точках электропередачи при различных режимах ее работы для определения отклонения напряжения в этих точках и решения вопросов регулирования напряжения;

определение основных показателей электропередачи (КПД, потерь активной и реактивной мощностей и др.).

Электрический расчет электропередачи производится для нормального и послеаварийного режимов исходя из расчетных величин нагрузки на ее конце и заданных напряжений в ее начале.

1.7.3 Расчет электропередачи при максимальной нагрузке

Выбор марки и сечения проводов ЛЭП-110 кВ

Предварительно определяем активную, реактивную и полную мощности линии (ветви 1--2) с учетом потерь мощности в трансформаторах ГПП:

где РP и QP -- расчётные активная и реактивная мощности на шинах 10 кВ ГПП, МВт, Мвар;

?РТ и ?QТ -- потери активной и реактивной мощностей в трансформаторах, МВт, Мвар;

,

здесь

-- коэффициент загрузки трансформаторов, -- номинальная мощность трансформаторов, МВА, -- потери холостого хода и короткого замыкания трансформаторов, МВт;

,

здесь

- реактивная намагни-чивающая мощность холостого хода трансформатора;

IX -- ток холостого хода трансформаторов, %;

-- реактивная мощность короткого замыкания, потребляемая трансформатором при номинальной нагрузке;

uк -- напряжение короткого замыкания трансформаторов, %.

Определяем расчетный максимальный ток линии, А

,

где Uном -- номинальное напряжение линии, кВ;

S1-2 -- полная расчетная мощность линии, МВА.

Расчетный ток, А, для одной цепи линии равен

.

Выбираем марку проводов линии [8, с. 57]. Провод марки АС. АС 70/2,7

В зависимости от выбранной марки провода и Тmах предприятия находим экономическую плотность тока jЭ == 1,0 [А/мм2], по которой определяется экономически выгодное сечение провода, мм2 [4, с. 85].

.

Выбранное сечение проводов линии проверяется по условию коронирования. Согласно ПУЭ, минимальное сечение проводов по условию короны для ВЛ напряжением 110 кВ равно 70 мм2. Следовательно, условие проверки: Fэ ? Fmin = 70 мм?

Выбираем провод АС 70/39

Составление схемы замещения электропередачи и расчёт её параметров

Определяем параметры схемы замещения двухцепной линии:



,

,

,

,

где R1-2, X1-2 -- активное и индуктивное сопротивления двухцепной ВЛ, Ом;

В1-2 -- реактивная емкостная проводимость двухцепной ВЛ, См;

Qв -- зарядная мощность двухцепной ВЛ, Мвар;

L -- длина линии, км.

Среднегеометрическое расстояние между осями проводов для ЛЭП-110 кВ при расположении проводов «бочкой» принимаем 8,0 м

Для ранее выбранных трансформаторов ГПП находим активное и индуктивное сопротивления обмоток трансформаторов и реактивную мощность холостого хода QX.

Параметры схемы замещения трансформаторов находим по формулам:.

где R2-3, X2-3 -- активное и индуктивное сопротивления трансформаторов;

Вт -- реактивная индуктивная проводимость трансформаторов;

Qх -- намагничивающая мощность холостого хода трансформаторов;

Sном.т -- номинальная мощность трансформаторов;

Uном.т -- номинальное напряжение первичной обмотки трансформаторов;

Рт -- потери короткого замыкания трансформаторов;

uк -- напряжение короткого замыкания трансформаторов;

Iх -- ток холостого хода трансформаторов.

Все определенные параметры схемы замещения линии и трансформаторов ГПП приведены в табл. 1.5 и 1.6.

Таблица 1.5

Параметры схемы замещения двухцепной линии (ветви 1--2)

Fэ		Параметры линии (ветви 1--2)
		r0	x0	b0	R1-2 = RЛ	X1-2=Xл	B1-2=Bл	QB
мм2	А	Ом/км	Ом/км	мкСм/км	Ом	Ом	мкСм	Мвар
24,03	24,03	0,420	0,444	2,547	6,93	7,33	168,1	0,00203

Таблица 1.6 Параметры схемы замещения двух параллельно работающих трансформаторов (ветви 2--3)

Тип трансформаторов	Количество	Sном, МВА	Номинальное напряжение обмоток, кВ	Параметры трансформаторов (ветви 2--3)
				R2-3 = Rт, Ом	X2--3 =Xт, Ом	B2-3=Bт, мкСм	Qх, Мвар
			ВН	НН
ТДН-10000/110	2	10000	115	11	3,63	63,52	11,57	0,14

1.7.4 Расчет баланса мощностей и уровней напряжения в электропередаче при максимальной нагрузке

1. Для всех узлов схемы замещения, кроме питающего, напряжение электропередачи задается равным номинальному (Uном =110 кВ) и производится расчет баланса (распределения) мощностей по ветвям схемы в направлении от наиболее удаленного узла 3 к питающему узлу 1.

2. Активная, реактивная, и полная, мощности в конце ветви 2--3 определяются по формулам

3. Потери мощностей, соответственно в ветви 2--3 (в обмотках трансфор-маторов) равны:

где Uном -- номинальное напряжение электропередачи, кВ.

4. Определяем мощности в начале ветви 2--3:



5. Мощность, поступающая в трансформаторы:

6. Мощность в конце ветви 1--2 за вычетом половины зарядной мощности линии

7. Потери мощностей соответственно в ветви 1--2:

8. Мощности в начале ветви 1--2 (в начале линии):

9. Расчетные мощности, потребляемые с шин 110 кВ РТП:

,

,

,

10. Коэффициент мощности в начале линии (на шинах РТП):

.

11. Коэффициент полезного действия электропередачи:

.

12. Продольная составляющая падения напряжения в ветви 1--2 (в линии):

.

13. Поперечная составляющая падения напряжения в ветви 1--2 (в линии):

.

14. Напряжение в конце ветви 1--2, т.е. на шинах 110 кВ ГПП:

15. Потеря напряжения в ветви 1--2 (в линии):

16. Составляющие падения напряжения в ветви 2--3 (в трансформаторах) и напряжение в конце ветви 2--3, т.е. на шинах 110 кВ ГПП, приведенное к стороне ВН трансформаторов, кВ:

17. Потеря напряжения в электропередаче при максимальной нагрузке:

определенная в кВ:

определенная в процентах:

18. Действительное напряжение на шинах 10 кВ ГПП:

где nТ -- коэффициент трансформации трансформаторов.

19. Результаты расчета баланса мощностей в электропередаче сведены в табл. 1.7.

Результаты расчета уровней напряжений в электропередаче сведены в табл. 1.8.

1.7.5 Расчет баланса мощностей и уровней напряжения в электропередаче при минимальной нагрузке

Расчет баланса мощностей и уровней напряжения в электропередаче в режиме минимальной нагрузки выполняется по методике расчета при максимальной нагрузке.

1. Для всех узлов схемы замещения, кроме питающего, напряжение электропередачи задается равным номинальному (Uном =110 кВ) и производится расчет баланса (распределения) мощностей по ветвям схемы в направлении от наиболее удаленного узла 3 к питающему узлу 1.

2. Активная, реактивная, и полная, мощности в конце ветви 2--3 определяются по формулам

,

,

.

3. Потери мощностей, соответственно в ветви 2--3 (в обмотках трансфор-маторов) равны:

где Uном -- номинальное напряжение электропередачи, кВ.

4. Определяем мощности в начале ветви 2--3:

5. Мощность, поступающая в трансформаторы:

.

6. Мощность в конце ветви 1--2 за вычетом половины зарядной мощности линии

,

.

7. Потери мощностей соответственно в ветви 1--2:

8. Мощности в начале ветви 1--2 (в начале линии):

,

,

.

9. Расчетные мощности, потребляемые с шин 110 кВ РТП:

10. Коэффициент мощности в начале линии (на шинах РТП):

11. Коэффициент полезного действия электропередачи:

12. Продольная составляющая падения напряжения в ветви 1--2 (в линии):

13. Поперечная составляющая падения напряжения в ветви 1--2 (в линии):

14. Напряжение в конце ветви 1--2, т.е. на шинах 110 кВ ГПП:

15. Потеря напряжения в ветви 1--2 (в линии):

16. Составляющие падения напряжения в ветви 2--3 (в трансформаторах) и напряжение в конце ветви 2--3, т.е. на шинах 110 кВ ГПП, приведенное к стороне ВН трансформаторов, кВ:

.

17. Потеря напряжения в электропередаче при минимальной нагрузке:

определенная в кВ:

;

определенная в процентах:

Действительное напряжение на шинах 10 кВ ГПП:

где nТ -- коэффициент трансформации трансформаторов.

19. Результаты расчета баланса мощностей в электропередаче сведены в табл. 1.7.

Результаты расчета уровней напряжений в электропередаче сведены в табл. 1.8.

1.7.6 Расчет баланса мощностей и уровней напряжения электропередачи в послеаварийном режиме

В послеаварийном режиме (при обрыве одной цепи ЛЭП и соответственно работе одного трансформатора на ГПП) изменяются параметры схемы замещения электропередачи. Параметры

увеличиваются в 2 раза, а параметры

уменьшаются в 2 раза. Нагрузка на шинах 10 кВ ГПП и напряжение на шинах РТП принимаются как при максимальном режиме. Расчет баланса мощностей и уровней напряжения в электропередаче в послеаварийном режиме выполняется по методике расчета при максимальной нагрузке, но с учетом указанных выше изменений параметров схемы.

1. Для всех узлов схемы замещения, кроме питающего, напряжение электропередачи задается равным номинальному (Uном =110 кВ) и производится расчет баланса (распределения) мощностей по ветвям схемы в направлении от наиболее удаленного узла 3 к питающему узлу 1.

2. Активная, реактивная, и полная, мощности в конце ветви 2--3 определяются по формулам

,

,

.

3. Потери мощностей, соответственно в ветви 2--3 (в обмотках трансфор-маторов) равны:

где Uном -- номинальное напряжение электропередачи, кВ.

4. Определяем мощности в начале ветви 2--3:

,

,

.

5. Мощность, поступающая в трансформаторы:

6. Мощность в конце ветви 1--2 за вычетом половины зарядной мощности линии

,

7. Потери мощностей соответственно в ветви 1--2:

8. Мощности в начале ветви 1--2 (в начале линии):

,

,

.

9. Расчетные мощности, потребляемые с шин 110 кВ РТП:

,

10. Коэффициент мощности в начале линии (на шинах РТП):

.

11. Коэффициент полезного действия электропередачи:

.

12. Продольная составляющая падения напряжения в ветви 1--2 (в линии):

13. Поперечная составляющая падения напряжения в ветви 1--2 (в линии):

14. Напряжение в конце ветви 1--2, т.е. на шинах 110 кВ ГПП:

15. Потеря напряжения в ветви 1--2 (в линии):

16. Составляющие падения напряжения в ветви 2--3 (в трансформаторах) и напряжение в конце ветви 2--3, т.е. на шинах 110 кВ ГПП, приведенное к стороне ВН трансформаторов, кВ:

17. Потеря напряжения в электропередаче в послеаварийном режиме:

определенная в кВ:

;

определенная в процентах:

Действительное напряжение на шинах 10 кВ ГПП:

где nТ -- коэффициент трансформации трансформаторов.

19. Результаты расчета баланса мощностей в электропередаче сведены в табл. 1.7.

Результаты расчета уровней напряжений в электропередаче сведены в табл. 1.8.

Таблица 1.7 Баланс мощностей электропередачи

Мощность и потери мощности в звеньях электропередачи	Максимальная нагрузка	Минимальная Нагрузка	Послеаварийный режим
	P	Q	P	Q	P	Q
	МВт	Мвар	МВт	Мвар	МВт	Мвар
Мощность, потребляемая с шин 10 кВ ГПП	7,98	4,04	2,39	1,21	7,98	4,04
Потери в обмотках трансформаторов	0,0240	0,4200	0,00216	0,0378	0,048	0,8401
Потери в проводимостях трансформаторов	--	0,140·10	--	0,14·10	--	0,07·10
Мощность, потребляемая трансформаторами	8,0065	4,4565	2,3970	1,2488	8,0065	4,8766
Зарядная мощность ЛЭП	--	0,00203	--	0,00203	--	0,00102
Мощность в конце ЛЭП	8,05531	4,6471	2,3970	1,388	8,108	5,0926
Потери мощности в сопротивлениях ЛЭП	0,04881	0,05163	0,00439	0,00465	0,1014	0,1073
Мощность в начале ЛЭП	8,1041	4,6471	2,4014	1,393	8,108	5,0936
Мощность, потребляемая от РТП	8,1079	4,6471	2,4014	1,390	8,108	5,0936
сos ?1 (на присоединении ЛЭП к РТП)	0,865	0,846	0,871
КПД электропередачи	99,10	99,73	98,45

Таблица 1.8 Расчет уровней напряжений в электропередаче

Напряжения и потери напряжения в звеньях электропередачи	Максимальная нагрузка	Минимальная нагрузка	Послеаварийный режим
	Прод. сост.	Попер. сост.	Полн.	Прод. сост.	Попер. сост.	Полн.	Прод. сост.	Попер. сост.	Полн.
	кВ	кВ	кВ	кВ	кВ	кВ	кВ	кВ	кВ
Напряжение в начале ЛЭП	--	--	110	--	--	110	--	--	110
Падение (потеря) напряжения в ЛЭП	0,817	0,244	5,82	0,233	0,247	0,24	0,34	0,439	0,34
Напряжение в конце ЛЭП	--	--	109,18	--	--	109,76	--	--	109,66
Падение (потеря) напряжения в трансф.	5,74	9,60	6,18	0,79	1,43	0,80	2,75	4,81	2,86
Надбавка напряжения в трансформаторах	--	--	3,25	--	--	0,936	--	--	5,53
Напряжения на ши-нах 10 кВ ГПП	--	--	10,18	--	--	10,42	--	--	9,94
Отклонение напряжения на ши-нах 10 кВ ГПП, %	--	--	-1,45	--	--	-0,727	--	--	-7,8

1.7.7 Выбор рабочих ответвлений на обмотках ВН трансформаторов и определение действительных напряжений на шинах 10 кВ ГПП

На ГПП установлены два двухобмоточных трансформатора типа ТДН-1000/110 мощностью 10 МВА каждый. Пределы регулирования напряжения 12 1,0 %. Номинальное напряжение обмоток ВН -- 110 кВ, НН -- 10,5 кВ.

1. Выбор рабочего ответвления для режима максимальной нагрузки

Желаемое напряжение на шинах 10 кВ ГПП при максимальной нагрузке принимаем 10,5 кВ. Расчетное напряжение на шинах 10 кВ ГПП в режиме максимальной нагрузки, приведенное к стороне ВН трансформаторов, равно:

U110(расч)= 109,18-2,75=106,43 кВ

Действительное расчетное напряжение на шинах 10 кВ при работе трансформаторов на основном ответвлении обмотки ВН (0 %), т.е. при коэффициенте трансформации nT = 110/10,5 , будет равно:

т.е. ниже принятого уровня желаемого напряжения. Отсюда следует, что для получения принятого уровня желаемого напряжения необходимо уменьшить коэффициент трансформации.

что соответствует работе обмотки ВН на ответвлении -3 1,0 = -3,0 % (с повышенным относительно желаемого напряжением).

Выбираем рабочее ответвление обмотки ВН -3 1,0 % = -3,0 %, т.е. ее работу с относительным числом витков, равным 97 %. Напряжение на шинах 10 кВ при работе обмотки на этом ответвлении будет равно

2. Выбор рабочего ответвления для режима минимальной нагрузки

Желаемое напряжение на шинах 10 кВ в режиме минимальной нагрузки принимаем равным 10,5 кВ. Расчетное напряжение на шинах 10 кВ, приведенное к стороне ВН трансформаторов, при минимальной нагрузке равно:

U110(расч)= 109,76-0,79=108,97 кВ

Действительное расчетное напряжение на шинах 10 кВ при работе трансформаторов на основном ответвлении (0 %), т.е. с номинальным коэффициентом трансформации, будет равно

т.е. ниже принятого уровня желаемого напряжения. Отсюда следует, что для достижения принятого уровня желаемого напряжения необходимо уменьшить коэффициент трансформации трансформаторов.

Выберем рабочее ответвление обмотки ВН -1 1,0 % = 1,0 %, т.е. работу ее с относительным числом витков, равным 99,0 %. Напряжение на шинах 10 кВ при работе обмотки ВН трансформаторов на этом ответвлении будет равно

.

3. Выбор рабочего ответвления для аварийного режима.

Желаемое напряжение на шинах 10 кВ в аварийном режиме принимаем равным 10,5 кВ. Расчетное напряжение на шинах 10 кВ, приведенное к стороне ВН трансформаторов, при минимальной нагрузке равно:

U110(расч)= 109,66-5,74=103,82 кВ

Действительное расчетное напряжение на шинах 10 кВ при работе трансформаторов на основном ответвлении (0 %), т.е. с номинальным коэффициентом трансформации, будет равно

То есть ниже принятого уровня желаемого напряжения. Отсюда следует, что для достижения принятого уровня желаемого напряжения необходимо уменьшить коэффициент трансформации трансформаторов.

Выберем рабочее ответвление обмотки ВН -6 1,0 % = 6,0 %, т.е. работу ее с относительным числом витков, равным 94,0 %.

Напряжение на шинах 10 кВ при работе обмотки ВН трансформаторов на этом ответвлении будет равно

Размещено на Allbest.ur