Кулакова С.Ф. Передача и распределение электроэнергии - файл n1.doc

Кулакова С.Ф. Передача и распределение электроэнергии
скачать (1016.5 kb.)
Доступные файлы (1):
n1.doc1017kb.20.11.2012 13:32скачать

n1.doc

1   2   3

ТЕМА № 8

Оценка достаточности регулировочного диапазона трансформаторов и автотрансформаторов


(2 часа)

ЗАДАЧА № 8.1.


На понизительной подстанции 110/10 кВ установлены два трансформатора ТРДН 32000/110 с пределами регулирования коэффициента трансформации 11591,78%/10,5. Исходя из требований встречного регулирования напряжения, оценить достаточность регулировочного диапазона путем расчета требуемых значений напряжений регулировочных ответвлений для режимов максимальной и минимальной нагрузки подстанции, равной Sнб=38,6+j18,3 мВА и Sнм=16,5+j6,3 мВА , напряжение на стороне ВН подстанции (U1) в указанных режимах равны U1(нб)=103 кВ и U1(нм)=108,5 кВ. Сопротивление схемы замещения двух параллельно включенных трансформаторов Zт=0,94+j21,7 Ом.
РЕШЕНИЕ:

  1. С
    оставляем схему замещения:




  1. Определяем напряжение U'2 по выражению:



Откуда



В режиме наибольших нагрузок:



В режиме наименьших нагрузок:



3. Вычисляем расчетные значения напряжений регулировочных ответвлений согласно выражению , принимая значения желаемых напряжений на шинах 10 кВ подстанции в соответствии с принципом встречного регулирования:



При номинальном напряжении обмотки низшего напряжения трансформатора UНН ном=10.5 кВ:



4. Определяем номера ближайших стандартных ответвлений согласно выражению . Откуда:



При UВН ном=115 кВ и Uотв=0,0178 кВ:



5. Определяем значения коэффициентов трансформации для рассматриваемых режимов:



6. Определяем действительное напряжение на шинах низшего напряжения подстанции:



Таким образом, в рассмотренных режимах имеющиеся на установленных трансформаторах диапазоны регулировочных ответвлений, оказываются достаточными для обеспечения требуемых уровней напряжения на шинах 10 кВ.


ЗАДАЧА № 8.2.

На понизительной подстанции установлены два автотрансформатора АТДЦТН – 100000/220/110, UВ ном=230 кВ, UС ном=121 кВ, UН ном=11 кВ. На стороне среднего напряжения имеется устройство РПН с диапазоном регулировочных ответвлений 62%. Схема замещения автотрансформаторов с указанием величин сопротивлений (в Омах), приведенных к стороне 220 кВ, приведена на рисунке.

Параметры режима наибольших нагрузок:

U1(нб)=216 кВ, S2(нб)=50+j24,2 МВА, S3(нб)=25+j18,75 МВА

Параметры режима наименьших нагрузок:

U1(нм)=228 кВ, S2(нм)=30+j14,5 МВА, S3(нм)=15+j11,25 МВА



Произвести оценку достаточности регулировочного диапазона в режимах наибольших и наименьших нагрузок, принимая желаемые напряжения на шинах 110 кВ подстанции равными U2(нб)=115 кВ , U2(нм)=110 кВ
РЕШЕНИЕ:

1. Режим наибольших нагрузок.

    1. Результаты расчета потокораспределения:



1.2. Определяем напряжение в точке А (без учета поперечной составляющей падения напряжения):



1.3. Определяем напряжение на шинах 110 кВ, приведенное к ступени 220 кВ:



1.4. Определяем расчетное значение напряжения ответвления из выражения :



1.5. Определяем номер ближайшего стандартного ответвления из выражения



1.6. Определяем действительное напряжение на шинах 110 кВ:



2. Режим наименьших нагрузок.

2.1. Результаты расчета потокораспределения:



2.2. Определяем напряжение в точке А:



2.3. Напряжение на шинах 110 кВ:



    1. Расчетное напряжение ответвления:



    1. Номер ближайшего стандартного ответвления:



    1. Действительное напряжение на шинах 110 кВ:



Результаты расчетов показывают, что в рассматриваемых режимах регулировочный диапазон достаточен для обеспечения желаемых напряжений на шинах 110 кВ подстанции.

ТЕМА № 9

Источники реактивной мощности в электрических сетях


(3 часа)

ЗАДАЧА № 9.1


Конденсационная электростанция (КЭС) мощностью 2400 МВт связана двухцепной линией 500 кВ длиной 700 км с подстанцией приемной системы. Каждый из 8 генераторов типа ТГВ – 300 (Рг ном=300 Мвт, cosг ном=0,85) работает в блоке с трансформатором типа ТДЦ – 400000/500 (хт=86 Ом, Qхх=1,4 МВАр). КЭС работает на буром угле и при 100% нагрузке агрегатов суммарная активная мощность собственных нужд КЭС составляет 4,2%, а при 70% нагрузке – 4,7% от выдаваемой мощности нагрузки собственных нужд cosсн=0,7. Согласно диспетчерскому графику, максимальная выдаваемая генераторами КЭС мощность Рг тах=2400 Мвт, минимальная-Рг тin=1470 Мвт. В последнем режиме один блок выведен в ремонт, остальные загружены одинаково. На подстанции системы установлены 2 группы однофазных автотрансформаторов типа АОЦТН – 417000/500/220 (хВ=10,9 Ом, хС=0, хН=15,4 Ом, Qхх=7,5 МВАр), работающие параллельно в течении года. Схема электропередачи приведена на рисунке 9.1



Рис. 9.1.
В соответствии с результатами решения задачи 8.2., в режиме максимальной нагрузки потоки мощности по концам линии 500 кВ равны:

;

в режиме минимальной нагрузки: .

В указанных режимах произвести проверку допустимости загрузки генераторов КЭС реактивной мощностью и выяснить необходимость установки на приемной подстанции синхронных компенсаторов, считая, что в режиме максимальной нагрузки требуемая реактивная мощность на шинах 220 кВ подстанции системы (Qс тр) должна соответствовать cosс=0,98, а в режиме минимальной нагрузки система может принять реактивную мощность не более Qс доп=200 МВАр. При решении задачи потерями активной мощности в трансформаторах и автотрансформаторах пренебречь.
РЕШЕНИЕ:

1. Определение загрузки генераторов реактивной мощностью.

1.1. Составляем схему замещения передающего конца электропередачи и обозначим потоки мощности:




1.2. Определяем потокораспределение в схеме замещения в режиме максимальной нагрузки.

Исходные данные: S1=S1max=2300+j570 МВА; U1=U1max=525 кВ; nг=nт=8

Вычисляем параметры схемы замещения эквивалентного трансформатора:



Мощность в конце участка А-1:



Потери реактивной мощности в сопротивлении эквивалентного трансформатора:



Мощность в начале участка А-1:



Поскольку в данном режиме все генераторы несут 100% нагрузку, то



При этом:

Реактивная мощность, выдаваемая генераторами КЭС:



При одинаковой нагрузке агрегатов:



Этот результат свидетельствует о том, что в рассматриваемом режиме генераторы КЭС работают без перегрузки по току статора и току ротора.

1.3. Определяем потокораспределение в схеме замещения в режиме минимальной нагрузки.

Исходные данные: S1=S1min=1400 – j291 МВА; U1=U1min=500 кВ; nг=nт=7

Расчет ведется аналогично пункту 1.2.:









Поскольку в данном режиме генераторы станции выдают мощность Pг min=1470 МВт , т.е. они загружены на 70% от номинальной мощности, то:





,

т.е. генераторы работают в режиме потребления реактивной мощности.

Определим загрузку генераторов реактивной мощностью в процентах от номинальной активной мощности:



Согласно диаграмме, определяющей зону допустимых сочетаний значений Pгi и Qгi с учетом всех ограничений, нагрузке P=70% от номинальной в режиме недовозбуждения, соответствует допустимая по условию нагрева торцевой зоны статора реактивная мощность Qг доп=27,5% от Ргном.. Таким образом, в рассматриваемом режиме потребление турбогенераторами КЭС реактивной мощности Qг=15,4 МВАр является допустимым.

2. Определение потребной мощности синхронного компенсатора приемной подстанции.

2.1. Составляем схему замещения приемного конца электропередачи и обозначаем потоки мощности.

2.2. Определяем потокораспределение в схеме замещения в режиме максимальной нагрузки.

Исходные данные: S2=S2max=2300-j384 МВА; UА=U2max=500 кВ; Qxx=7.5 МВАр; хВ=10,9 Ом; хН=15,4 Ом.

Потери реактивной мощности в сопротивлении хВ :



Мощность в конце участка 2-0:



Составляющие вектора падения напряжения на участке 2-0:



Модуль напряжения в точке 0:



В соответствии с условием задачи, требующаяся системе в рассматриваемом режиме реактивная мощность, должна соответствовать: и составляет



Следовательно, .

Из уравнения баланса мощностей в нулевой точке схемы замещения эквивалентного автотрансформатора находим:



Потери реактивной мощности в сопротивлении хН :



Потребная мощность синхронных компенсаторов (СК):



Для обеспечения выдачи такой реактивной мощности на подстанции должны быть установлены 12 СК типа КСВ-100000-11 или 3 СК типа КСВ-160000-15.

2.3. Определяем потокораспределение в схеме замещения в режиме минимальных нагрузок.

Исходные данные те же, что и в п.2.2., за исключением того, что S2=S2min=1400+ j295 МВА.



Сравнение величины Q"B=194 МВАр с величиной реактивной мощности, которую может принять система в режиме минимальных нагрузок Qсдоп=200 МВАр показывает, что это ограничение соблюдается при отключении установленных синхронных компенсаторов.

ТЕМА № 10

Определение потерь энергии в элементах электрической системы


(2 часа)

ЗАДАЧА № 10.1


Двухцепную ЛЭП 500 кВ протяженностью 1000 км предполагается выполнить проводами АС 500/64 с расщепленными фазами на 3 провода. Погонное активное сопротивление фазы линии r0=0,0197 Ом/км, погонное значение среднегодовых потерь активной мощности на корону Ркор.0=7,5 кВт/км. Линия должна сооружаться в Европейской части РФ. График перетока мощности по линии характеризуется числом часов использования максимальной нагрузки Тнб=5760 час/год и максимальной передаваемой мощностью Ртах=1900 МВт при cos=0,95. Коэффициент попадания максимума нагрузки линии в максимум нагрузки энергосистемы Км=0,9.

Определить приведенные затраты на компенсацию потерь мощности и энергии в проектируемой линии, принимая, что обе цепи линии включены параллельно в течении года (Твкл=8760 час/год).
РЕШЕНИЕ:

1. Записываем выражение для определения приведенных затрат на компенсацию потерь мощности и энергии применительно к рассматриваемому случаю:



2. Определяем максимальные потери мощности на нагрев проводов линии:



3. Определяем суммарные среднегодовые потери мощности на корону:



4. Определяем число часов максимальных потерь активной мощности:



5. Определяем потери энергии в линии:



или в процентах от передаваемой энергии:



6. Определяем коэффициент попадания максимума потерь активной мощности в линии в максимум нагрузки системы:



7. Определяем значения удельных затрат на компенсацию потерь мощности и энергии для Единой энергосистемы Европейской части РФ:

8. Определяем полные затраты на компенсацию потерь мощности и энергии:



ЗАДАЧА № 10.2


На понизительной подстанции установлены два трансформатора типа ТДН-16000/110 со следующими параметрами: Рхх=21 кВт, Рк=85 кВт. В течении времени t1=3000 час нагрузка подстанции максимальна и равна Р1=20 МВт. В течении времени t2=57600 час нагрузка подстанции минимальна и равна Р2=0,4 Р1 МВт. Нагрузка характеризуется cos=0,9 неизменным в течении года. Подстанция сооружена в энергосистеме Дальнего Востока. Определить потери энергии для двух вариантов:

  1. параллельная работа трансформаторов в течении всего года;

  2. отключение одного из трансформаторов в режиме минимальной нагрузки.

Выяснить экономическую целесообразность отключения одного из трансформаторов, принимая м=1.
РЕШЕНИЕ:

1. Определяем потери энергии для варианта А, соответствующего параллельной работе трансформаторов в течении всего года.

1.1. Определяем потери мощности и энергии на нагрев обмоток трансформаторов (потери в меди):



1.2. Определяем время максимальных потерь:



1.3. Определяем потери энергии, не зависящие от нагрузки (потери в стали):



1.4. Определяем суммарные потери энергии при работе по варианту А:



2. Определяем потери энергии для варианта В, когда в течении времени t2 при нагрузке Р2 на подстанции включен лиш один трансформатор. расчет ведем аналогично пункту 1.

2.1. Определяем потери мощности и энергии на нагрев обмоток трансформаторов (потери в меди):



2.2. Определяем время максимальных потерь:



2.3. Определяем потери энергии, не зависящие от нагрузки (потери в стали):



2.4. Определяем суммарные потери энергии при работе по варианту В:



Сравнивая значения , делаем вывод, что отключение одного трансформатора в режиме минимальной нагрузки приводит к экономии 45 тыс.кВтч/год. Выясним, лежит ли эта величина вне зоны равноэкономичностей вариантов.

3. Определяем затраты на компенсацию потерь мощности и энергии

3.1. для варианта А:



при м=1 для А/м=3920 час/год для ОЭС Дальнего Востока получаем и для Т=8760 час/год определяем . При этом



3.2. для варианта В:



при м=1 для В/м=4860 час/год для ОЭС Дальнего Востока получаем и для Т=8760 час/год определяем . При этом



Таким образом, приведенные затраты по варианту В меньше затрат по варианту А.

3.3. Определяем относительную разницу в затратах по вариантам А и В:



Поскольку полученный результат превышает 5%, то нельзя считать варианты А и В равнозначными. Экономически целесообразен вариант работы подстанции с отключением одного из двух трансформаторов в режиме минимальной нагрузки.

ТЕМА № 11

Выбор сечений проводов воздушных линий электропередачи


(2 часа)

ЗАДАЧА № 11.1


В энергосистеме Центральной Сибири предполагается соорудить двухцепную ВЛ 110 кВ. Прогнозируемый график перетока мощности по этой линии в 5 году ее эксплуатации характеризуется значениями максимальной мощности Р(5)=55 МВт при cos=0,825 и числом часов использования максимальной нагрузки Тнб=4500 час/год. Отношение нагрузок первого и десятого года эксплуатации к нагрузке пятого года эксплуатации составляет соответственно I*1=0.8 и I*10=1.4.

Произвести выбор сечения проводов линии с использованием метода экономической плотности тока.
РЕШЕНИЕ:

1. Определяем ток, протекающий в фазе каждой цепи линии и соответствующий максимальной нагрузке 5 года эксплуатации:



2. По заданному значению Тнб и району сооружения определяем нормированное значение экономической плотности тока:

3. Вычисляем значение коэффициента  , учитывающего динамику роста нагрузки за 10 лет эксплуатации:



4. Определяем значение расчетного тока:



5. Определяем расчетное значение сечения фазы линии:



Выбираем стандартное ближайшее значение Fст=150 мм2.

ЗАДАЧА № 11.2


Используя метод экономической плотности тока, определить сечения сталеалюминиевых проводов проектируемой сети 110 кВ, принципиальная схема которой показана на рисунке:


Графики нагрузок на шинах 110 кВ подстанции 1 и 2 в 5 году эксплуатации характеризуются соответственно следующими показателями:



Рост нагрузки по годам эксплуатации характеризуется коэффициентом  =1,3. Линия должна сооружаться в Казахстане. Произвести проверку выбранных сечений по условиям допустимого нагрева проводов в послеаварийном режиме.
РЕШЕНИЕ:

1. Для нахождения нормированных значений экономической плотности тока определяем характеристики графиков перетоков активной мощности на участках 1-2 и А-1. Очевидно, что



График перетока активной мощности на участке А-1 определяется суммой графиков нагрузок подстанции 1 и 2, т.е.:



2. Поскольку для обоих участков число часов использования максимальной нагрузки превышает 5000 час/год, то для района Казахстана нормированное значение экономической плотности тока составляет: .

3. Определяем сечение проводов фазы одной цепи на участке 1-2. Максимальный ток в 5 году эксплуатации:



Определяем значение расчетного тока:



Определяем расчетное значение сечения:



Выбираем стандартное ближайшее значение Fст=120 мм2, для которого Iдоп=380 А

4. Определяем сечение проводов фазы одной цепи на участке А-1. предварительно вычисляем реактивные мощности нагрузок подстанции:



Полная мощность, протекающая по участку А-1:



Максимальный ток в 5 году эксплуатации:



Расчетный максимальный ток:



Расчетное значение сечения:



Выбираем стандартное ближайшее значение Fст=185 мм2, для которого Iдоп=510 А

5. Проведем проверку выбранных сечений проводов по условиям допустимого нагрева в послеаварийном режиме. При отключении одной из цепей на участке 1-2 по оставшейся в работе цепи протекает ток:

,

т.е. выбранное сечение 120 мм2 удовлетворяет условиям допустимого нагрева.

При отключении одной из цепей на участке А-1:



Поскольку при выбранном сечении 185 мм2 ограничение по допустимому нагреву не удовлетворяется, для участка А-1 окончательно выбираем сечение Fст=240 мм2, для которого Iдоп=610 А

1   2   3


Учебный материал
© bib.convdocs.org
При копировании укажите ссылку.
обратиться к администрации