Раздел 2. ВЫБОР СТРУКТУРНЫХ СХЕМ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ И ПОДСТАНЦИЙ
МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ
РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение
высшего профессионального образования
«КАЗАНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ»
ЭЛЕКТРИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ ПОДСТАНЦИЙ
И ЭКСПЛУАТАЦИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ. ПРИМЕРЫ РЕШЕНИЯ ЗАДАЧ
Казань 2013
УДК 621.316
ББК 31.279
Э45
| Э45 | Электрическая часть подстанций и эксплуатация электрических сетей. Примеры решения задач / Сост.: И.Ф. Галиев, А.М. Маклецов, Р.А. Гиниатуллин. - Казань: Казан. гос. энерг. ун-т, 2013. - 62 с. Работа дополняет конспект лекций по одноименной дисциплине и направлена на закрепление полученных студентами теоретических знаний в области технико-экономических расчетов при проектировании и эксплуатации электросетевых объектов. Содержит информацию об эксплуатационной надежности электротехнического оборудования и его технических и стоимостных характеристиках. Приведены разноплановые расчетные задачи для определения экономической эффективности технических решений. Предназначена для студентов всех форм обучения направления подготовки 140400 «Электроэнергетика и электротехника» профиля «Электроэнергетические системы и сети» квалификации - бакалавр. |
УДК 621.316
ББК 31.279
© Казанский государственный энергетический университет, 2013
Раздел 1. ВЫБОР ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЯ ПРИ ПРОВЕДЕНИИ РЕКОНСТРУКЦИИ И МОДЕРНИЗАЦИИ
|
|
|
ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ И ПОДСТАНЦИЙ
Составление возможных вариантов структурной схемы подстанции выполняют на основании следующих данных: назначение подстанции в электросети; перетоков мощности через нее, наличия РУ повышенных напряжений и числа трансформаторов.
Для резервирования питания потребителей первой и второй категорий в сетях среднего и низшего напряжений имеются вторые источники питания, при этом для потребителей первой категории обеспечен автоматический ввод резерва.
При установке на подстанции более одного трансформатора (в общем случае nт) расчетным является случай отказа одного из трансформаторов, когда оставшиеся в работе трансформаторы с учетом их максимальной нагрузки должны передать всю необходимую мощность. В современных условиях, когда аварийный резерв мощных трансформаторов в сетях практически отсутствует, а перегрузочная способность трансформаторов определяется заводом изготовителем [2], номинальную мощность трансформатора целесообразно в общем виде выбирать по выражению
,
где Рmax – активная максимальная нагрузка подстанции, МВ·А; cosj – коэффициент мощности нагрузки; Kп.ав – коэффициент аварийной перегрузки трансформаторов (Kп.ав = 1,3).
|
|
|
Номинальная мощность трансформатора может быть определена с учетом допустимых производителем систематических перегрузок, в зависимости от графика нагрузки, системы охлаждения и климатического исполнения.
Отбор конкурирующих вариантов схем подстанций производят на основе их технико-экономического сопоставления по критерию минимума приведенных затрат [3].
Выбор способа ограничения токов КЗ на подстанции необходим для снижения токов КЗ до допустимых уровней как на подстанции, так и у потребителей.
Допустимый ток КЗ на подстанции определяется параметрами выключателей КРУ, а также термической стойкостью кабельных линий и параметрами выключателей, устанавливаемых на распределительных подстанциях (РП).
Для эффективного ограничения токов КЗ применяют следующие способы:
1) раздельная работа трансформаторов на стороне НН; он не требует дополнительных затрат;
2) применение трансформаторов с расщепленными обмотками НН;
3) установка токоограничивающих реакторов (одинарных или сдвоенных) в цепях трансформаторов;
4) схема с линейными групповыми или индивидуальными реакторами.
|
|
|
На мощных подстанциях может потребоваться сочетание всех средств ограничения токов КЗ. Если на подстанции установлены синхронные компенсаторы СК, то отдают предпочтение их симметричному присоединению.
Задача 1.1.Выбрать структурную схему подстанции. Понизительная подстанция на напряжении 110 кВ подключается к системе (Sс = 2000 МВ·А; 
с = 1,0 о.е.) двухцепной линией длиной 50 км. Удельное сопротивление линии х0 = 0,4 Ом/км. Подстанция имеет двухступенчатый график нагрузок.
Подстанция на напряжении 10,5 кВ питает потребителей 1-й и 2-й категории через 8 РП. Нагрузка каждой РП составляет 4,5 МВт, cosj = 0,85. Рmax = 42 МВт; Рmin = 25 МВт.
Для питания каждой РП предусмотрены 2 кабельные линии с алюминиевыми жилами сечением Sк = 150 мм2 и длиной 1,5 км.
На РП установлены выключатели типа ВМП-10К (Iотк = 20 кА). Минимальное сечение кабелей с алюминиевыми жилами, отходящими от РП, составляет Sк = 50 мм2.
Полное время отключения линий (время РЗ и полное время отключения выключателя), присоединенных к шинам подстанции, составляет tотк1 = 1,1 с. Время отключения линий, отходящих от РП, равно tотк2 = 0,6 с.
Решение
Выбираем трансформаторы подстанции.
Поскольку потребители подстанции относятся к I и II категории, то необходима установка двух трансформаторов.
|
|
|
Мощность трансформатора выбирается в соответствии с формулой
.
Выбираем трансформатор типа ТД-40000 (Uк = 10,5 %), при этом коэффициент предварительной нагрузки
.
Задача 1.2.Способы ограничения токов КЗ на подстанции. Ток КЗ на подстанции должен быть снижен до значения, не превышающего заданные уровни:
ток термической стойкости головных кабелей, отходящих от сборных шин [3]
,
где Та1 = 0,05 с [2]; а коэффициент с – функция, значения которой определены по табл. 4.2 [2];
ток термической стойкости кабеля минимального сечения, отходящего от шин РП
,
где Та2 = 0,01 с.
Таким образом, допустимый ток КЗ для подстанции равен Iк1доп = 14,0 кА, а для распределительной сети Iк2доп = 6,4 кА.
а) Расчет токов КЗ на подстанции без ТОУ (выключатель СВ включен).
Расчет токов КЗ проводится при КЗ на сборных шинах подстанции 10 кВ, а также в начале кабеля питающей сети РП.
Расчет проводим в о.е. при приближенном учете коэффициентов трансформации.
Базовые условия: Sб = 100 МВ·А;
UбI = 10,5 кВ; UбII = 115 кВ;
.
| Ес = 1 |
| х1/0,05 |
| х2/0,15 |
| х3/0,15 |
| х5/0,26 |
| х4/0,26 |
| х6/0,107 |
| r6/0,39 |
| К1 |
| К2 |
Рассчитываем индуктивное сопротивление элементов схемы замещения в системе о.е.
1(б) = 
.
Ниже опускаем индексы * и (б).
;
;
; 
;
.
ЭДС системы 
с = 1,0: поэтому ток в точке К1 равен
.
Ток КЗ в точке К2 определяем с учетом активного сопротивления кабеля
х8 = х7 + х6 = 0,256 + 0,197 = 0,363;
;
.
Токи КЗ в точках К1 и К2 превышают допустимые значения, поэтому на подстанции необходимо предусмотреть ограничение тока КЗ.
б) Раздельная работа трансформаторов.
При раздельной работе трансформаторов ТД-40000/110 (выключатель СВ отключен), результирующие значения сопротивлений схемы замещения для точек К1 и К2 соответственно равны:
;
х8 = х7 + х6 = 0,385 + 0,107 = 0,492;
.
При этом токи КЗ:
;
.
Ограничение тока КЗ при раздельной работе трансформаторов недостаточно как для оборудования подстанции, так и для распределительной сети.
в) Использование трансформаторов с расщепленными обмотками НН.
Для новых условий выбираем трансформатор ТРДН-40000/110. Схема замещения такого трансформатора имеет вид трехлучевой звезды.
Сопротивление луча, обращенного к зажиму высшего напряжения невелико и составляет хв = 0,125 хт, а сопротивление двух других в 1,75 раза больше относительного сопротивления двухобмоточного трансформатора той же мощности и того же Uн (хн1 = хн2 =1,75 хт):
хн1 = хн2 = 1,75×0,262 = 0,454;
хв = 0,125×0,262 = 0,032;
х4 = хв + хн1 = 0,032 + 0,454 = 0,486.
Результирующие значения сопротивлений схемы замещения равны:
;
.
Следовательно:
;
.
Расчет показывает, что использование трансформаторов с расщепленными обмотками НН является приемлемым для условий токоограничения на подстанции, однако для условий РП токоограничение неудовлетворительно.
г) Установка токоограничивающих реакторов в цепях трансформаторов.
Рассмотрим установку сдвоенного реактора в цепь трансформатора. Ток утяжеленного рабочего режима Iутж, который необходим для выбора номинального тока реактора Iр.ном, определен при условии отключения одного из трансформаторов
.
Определим сопротивление реактора в относительных базовых единицах по условию ограничения тока КЗ на подстанции. Схема замещения имеет последовательные элементы: сэ = 1 и 
сэ = 
. При раздельной работе трансформаторов сэ = х7.
Для точки К1 имеем
p = 
,
а для точки К2
p = 
.
Расчетным является большее значение, которое в омах составляет
хр = p 
.
Возможна установка реактора РБАС-2×1600-0,35, имеющего коэффициент связи Ксв = 0,51.
Рассчитываем ток КЗ в точках К1 и К2 с учетом сопротивления выбранного реактора:
; 
;
; 
.
Проверяем выбранный ректор по потере U в нормальном режиме работы, а также на термическую и электродинамическую стойкость к току КЗ за реактором (точка К1).
Согласно [2]
= 
,
что находится в пределах допустимого значения, равного 1,5–2 %.
Для выбранного реактора
iдин = 29 кА; Iтер = 11,4 кА; tтер = 8 с.
Реактор удовлетворяет требованиям термической и электродинамической стойкости, если
; 
.
Ударный ток в точке К1
iуд = 1,8×2×7,8 = 19,86 кА.
Величину импульса квадратичного тока рассчитываем по
.
Так как В меньше 
, то реактор удовлетворяет требованию термической стойкости.
Результаты сведены в таблицу.
Сводная таблица расчетов
| Ток в расчет-ной точке КЗ | Способы ограничения тока КЗ | Ток терми-ческой стойкости кабеля, кА | |||
| Без ТОУ | Раздельная работа трансфор-маторов | Раздельная работа трансформатора с расщепленной обмоткой | Токоогра-ничиваю-щий реактор | ||
| IК1, кА | 21,6 | 14,3 | 9,0 | 7,8 | 14,0 |
| IК2, кА | 10,3 | 8,8 | 6,73 | 5,14 | 6,40 |
Раздел 2. ВЫБОР СТРУКТУРНЫХ СХЕМ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ И ПОДСТАНЦИЙ
Электрической сетью называется совокупность линий электропередач, подстанций, секционирующих и распределительных пунктов, работающих на определенной территории и предназначенных для передачи и распределения электроэнергии. Электрические сети делятся по классу напряжения:
– 220–500 кВ – магистральные сети (системообразующие);
– 35–110 кВ – основные или питающие сети;
– 0,4–10 кВ – распределительные сети.
В качестве объектов питающих электрических сетей рассмотрим три типовые схемы электроснабжения узлов нагрузок промышленных потребителей, состоящих из питающих линий, подключенных к центрам питания (ЦП) и трех двухтрансформаторных подстанций.
На рис. 2.1, а представлена структурная схема питающей сети 110 кВ (вариант 1), состоящая из трех проходных подстанций 1, 2, 3 и цепочки одиночных линий W1–W4, две из которых W1, W2 связывают наши узлы нагрузок с центрами питания (крупные узловые подстанции, сборные шины 110 кВ городских электростанций). Эта принципиальная схема электроснабжения потребителей, не смотря на наличие двух источников питания, на практике не обладает высокой степенью надежности и применяется для питания не особо ответственных потребителей (городские и сельскохозяйственные потребители). На рис. 2.1, б представлена схема питающей сети (вариант 2), которая состоит из двух радиальных линий W1 и W2 и вышеназванных подстанций тупикового типа, подключенных к ним по блочно-модульной схеме. Эта схема имеет более высокую надежность, в особенности при независимости ЦП (что случается редко в городских сетях) и коротких длинах линий (до 10 км), и применяется для питания ответственных промышленных потребителей. Отличие схемы варианта 3 (рис. 2.1, в) заключается в том, что обе цепи двухцепной линии подвешены на одних и тех же опорах и подключены в одном из двух ЦП, при наличии секционирования в распределительных устройствах. Этот вариант сети позволяет существенно сэкономить на строительной части, однако в эксплуатации имеет более низкую надежность как источника – общего ЦП, так и линий, так как известно из многих источников, включая обобщенные справочные материалы, что частота сложных аварий – отключения обеих цепей с обрывом провода фазы (троса) одной и одновременным замыканием фаз другой составляет 0,2 (1 раз в 5 лет). Однако в случае строительства крупных промышленных объектов, расположенных на ограниченной территории, с десятками подстанций 110–220 кВ и невысокой протяженностью линий (радиус локализации несколько километров), схема может быть признана экономически целесообразной. Вариант 4 (рис. 2.1, г) по сути является подвариантом схемы б).
г) 
Рис. 2.1. Типовые схемы электроснабжения
Ниже приведем принципиальные электрические схемы вариантов 1 и 2 с детализацией основного и вспомогательного оборудования, схемами ОРУ ВН и НН, которые показаны соответственно на рис. 2.2, а, б. Отметим при этом, что варианты 2 и 3 питающей сети в части электрических схем подстанций между собой не отличаются. Все схемы подстанций выполнены по так называемым упрощенным схемам: проходные подстанции варианта 1 – мостиковые с выключателями в перемычке для поддержания транзита электроэнергии; тупиковые ответвительные подстанции вариантов 2, 3, 4 – блочно-модульные с ремонтной неавтоматической перемычкой (без выключателя).
а)
б) 
Рис. 2.2. Электрические схемы вариантов питающей сети 110/10 кВ
Для всех вариантов сети, описание которых дано выше, справедливы следующие соотношения применительно к питаемым j-м подстанциям:
,
где 
– полная мощность потребителей, питающихся с шин НН, 
– потери в трансформаторах ГПП (ЦРП) и собственных нужд. Потерями в проводниках и аппаратах схемы РУ ВН и НН при проведении инженерных расчетов можно пренебречь. При этом для схем крупных нефтехимических и машиностроительных потребителей справедливо соотношение для допустимой пропускной способности линий
( 
) W1 и W2( 
)
;
при этом
,
где 
; 
– разница между максимальной 
и средней 
нагрузками j-й подстанции по графику электрических нагрузок. 
– суммарная номинальная мощность двухтрансформаторной j-й подстанции.
Задача 2.1.Выбрать по допустимой пропускной способности линий напряжением 110 кВ сечение проводов и мощность силовых трансформаторов подстанции, находящейся на стадии проектирования, для питания электрооборудования нефтехимического комбината (Варианты 1 и 2 РЭС, рис. 2.1). Мощность нагрузки на секциях шин НН для трех двухтрансформаторных подстанций соответственно составляет:Р1 = 20 МВт, соsf1 = 0,81; Р2 = 25 МВт, соsf2 = 0,82; Р3 = 28 МВт, соsf3 = 0,83. Длины, линий lw1= 10 км, lw2= 12 км, lw3,4 = 14 км. Число часов использования максимума нагрузки в год Тмакс = 4000 ч. Суммарное потребление на собственные нужды и потери в линиях и трансформаторах составляют соответственно для ПС1 – 9,7 % от Р1; для ПС2 – 9,2 % от Р2; для ПС3 – 8,9 % от Р3.
Решение
Определяем полную суммарную мощность подстанции с учетом нагрузки потребителей, потерь в линиях и трансформаторах и потребления собственными нуждами
= 
= 
1) Выбираем силовые трансформаторы на каждой подстанции с учетом непродолжительной аварийной перегрузки на 30%.
,
где 
– номинальная мощность трансформатора (по каталогу), 
– максимальная суммарная полная мощность, передаваемая на подстанцию.
Для ПС1
20,83 МВ×А,
согласно [2] выбираем силовой трансформатор ТРДН-25000/110.
Для ПС2
21 МВ×А,
выбираем силовой трансформатор ТРДН-25000/110.
Для ПС3
28,25 МВ×А,
выбираем силовой трансформатор ТРДН-40000/110.
2) Определение перетоков полной мощности по вариантам сети:
Вариант 1
Для выбора сечения проводов рассматриваем случай максимального перетока полной мощности по каждому из участков.
Для участка 
(в случае аварийного отключения релейной защитой линии на участке 
):
91,11 МВ×А.
Для участка (в случае обрыва линии на участке ):
91,11 МВ×А.
Для участка 
(в случае аварийного отключения релейной защитой линии на участке ):
МВ×А.
Для участка 
(в случае аварийного отключения релейной защитой линии на участке ):
МВ×А.
3) Выбор сечения проводов:
По допустимому току выбираем сечение проводов Iдоп > Ii-j:
Ток на участке сети определяется
, А,
Iдоп – допустимый ток провода (из каталога)
Для участка :
= 
;
выбираем согласно [2] сталеалюминиевый провод АС-185 (Iдоп = 510 А).
Для участка :
= 
;
выбираем сталеалюминиевый провод АС-185 (Iдоп = 510 А).
Для участка :
= 
;
выбираем сталеалюминиевый провод АС-120 (Iдоп = 390 А).
Для участка :
= 
;
выбираем сталеалюминиевый провод АС-120 (Iдоп = 390 А).
4) Определение перетоков полной мощности:
Вариант 2
Для выбора сечения проводов рассматриваем случай максимального перетока полной мощности по каждому из участков
Для участка (в случае аварийного отключения релейной защитой линии на участке ):
91,11 МВ×А.
Для участка 
(в случае полного аварийного отключения релейной защитой линии ):
МВ×А.
Для участка 
(в случае полного аварийного отключения релейной защитой линии ):
МВ×А.
Для участка (в случае аварийного отключения релейной защитой линии на участке ):
91,11 МВ×А.
Для участка (в случае полного аварийного отключения релейной защитой линии ):
МВ×А.
Для участка (в случае полного аварийного отключения релейной защитой линии ):
МВ×А.
5) Выбор сечения проводов:
По допустимому току выбираем сечение проводов Iдоп > Ii-j:
Ток на участке сети определяется
, А,
Iдоп – допустимый ток провода (из каталога).
Для участка :
= ;
выбираем сталеалюминиевый провод АС-185 (Iдоп = 510 А).
Для участка 
:
= 
;
выбираем сталеалюминиевый провод АС-120 (Iдоп = 390 А).
Для участка 
:
= 
;
выбираем сталеалюминиевый провод АС-120 (Iдоп = 390 А).
Для участка :
= ;
выбираем сталеалюминиевый провод АС-185 (Iдоп = 510 А).
Для участка 
:
= 
;
выбираем сталеалюминиевый провод АС-120 (Iдоп = 390 А).
Для участка 
:
= ;
выбираем сталеалюминиевый провод АС-120 (Iдоп = 390 А).
6) Определение потерь в трансформаторах:
; 
= 
.
Задача 2.2.Зная запрашиваемую потребителями нефтехимической промышленности мощность трех вводимых подстанций Р1 = 24 МВт,
соsf1 = 0,79; Р2 = 23 МВт, соsf2 = 0,8; Р3 = 26 МВт, соsf3 = 0,81, w1 = 20 км, w2 = 25 км, w3 = 29 км, по Вариантам 1 и 2 сети выбрать силовые трансформаторы и марки проводов линий электропередач.
Решение
1) Определяем полную суммарную мощность потребления в узле нагрузки: 
= 
,
= 
,
= 
2) Выбираем силовые трансформаторы на каждой подстанции с учетом аварийной перегрузки
,
где 
– номинальная мощность трансформатора (по каталогу), 
– максимальная суммарная полная мощность, передаваемая на подстанцию,
1,3 – коэффициент допустимой кратковременной перегрузки для силовых трансформаторов.
Для ПС1
23,36 МВ×А,
выбираем силовой трансформатор ТРДН-25000/110.
Для ПС2
22,11 МВ×А,
выбираем силовой трансформатор ТРДН-25000/110.
Для ПС3
24,68 МВ×А,
выбираем силовой трансформатор ТРДН-25000/110.
3) Определим перетоки полной мощности.
Для варианта 1
Для выбора сечения проводов рассматриваем случай максимального перетока полной мощности по каждому из участков
Для участка (в случае аварийного отключения релейной защитой линии ):
91,21 МВ×А.
Для участка (в случае аварийного отключения релейной защитой линии ):
91,21 МВ×А.
Для участка (в случае аварийного отключения релейной защитой линии ):
МВ×А.
Для участка (в случае аварийного отключения релейной защитой линии ):
МВ×А.
Для участка (в случае аварийного отключения релейной защитой линии ):
МВ×А.
Для участка (в случае аварийного отключения релейной защитой линии ):
МВ×А.
4) Выбор сечения проводов.
По допустимому току выбираем сечение проводов Iдоп > Ii-j:
Ток на участке сети определяется
, А,
Iдоп – допустимый ток провода (из каталога).
Для участка :
= 
;
выбираем по [2] сталеалюминиевый провод АС-185 (Iдоп = 510 А).
Для участка :
= 
;
выбираем сталеалюминиевый провод АС-185 (Iдоп = 510 А).
Для участка :
= 
;
выбираем сталеалюминиевый провод АС-120 (Iдоп = 390 А).
Для участка :
= 
;
выбираем сталеалюминиевый провод АС-120 (Iдоп = 390 А).
Для участка :
= 
;
выбираем сталеалюминиевый провод АС-120 (Iдоп = 390 А).
Для участка :
= 
;
выбираем сталеалюминиевый провод АС-120 (Iдоп = 390 А).
5) Определим перетоки полной мощности.
Для варианта 1
Для выбора сечения проводов рассматриваем случай максимального перетока полной мощности по каждому из участков.
Для участка (в случае аварийного отключения релейной защитой линии ):
91,11 МВ×А.
Для участка 
(в случае аварийного отключения релейной защитой одной цепи линии ):
МВ×А.
Для участка 
(в случае аварийного отключения релейной защитой линии ):
МВ×А.
6) Выбор сечения проводов.
По допустимому току выбираем сечение проводов Iдоп > Ii-j:
Ток на участке сети определяется
, А,
Iдоп – допустимый ток провода (из каталога).
Для участка :
= ;
выбираем по [2] сталеалюминиевый провод АС-185 (Iдоп = 510 А).
Для участка 
:
= ;
выбираем по сталеалюминиевый провод АС-120 (Iдоп = 390 А).
Для участка 
:
= ;
выбираем по сталеалюминиевый провод АС-120 (Iдоп = 390 А).
Дата добавления: 2018-02-28; просмотров: 1407; Мы поможем в написании вашей работы! |
Мы поможем в написании ваших работ!