Курсовая работа: Проектирование электрической части подстанций
Проектируемая
ГПП питается по двум линиям. Определим рациональное напряжение по эмпирической
формуле Стилла:
 , (6)
где  - длинна трассы в
двухцепном исполнении, км;
 - активная мощность,
передаваемая по одной цепи линии, МВт.
Получаем:
 кВ
Принимаем
номинальное напряжение питающей линии 110 кВ.
Определим мощность компенсирующих устройств.
Экономически целесообразный коэффициент:
 – для 110 кВ.
Мощность компенсирующих устройств определяется по
формуле:
 (7)
где  –
мощность компенсирующих устройств на две секции шин, Мвар;
 – максимальная
реактивная мощность, Мвар;
 - максимальная активная
мощность, МВт.
С учетом баланса реактивной мощности определяем
требуемую реактивную мощность для каждой секции шин. Если полученное значение
не превосходит 10 Мвар, то целесообразно установить батареи статических
конденсаторов (БСК). В противном случае устанавливаются синхронные
компенсаторы.
Определяем нескомпенсированную реактивную
мощность, т.е. ту мощность, которая будет поступать через трансформатор от
энергосистемы.
 . (8)
где  -
фактическая мощность компенсирующих устройств, Мвар
Рассчитаем требуемую мощность компенсирующих
устройств на одну секцию шин для подстанции по формулам:
 Мвар
Мощность, требуемая на ПС, менее 10 Мвар. Значит
к установке принимаем комплектные конденсаторные установки (ККУ) типа УКЛ(П)
напряжением 10 кВ.
Батареи конденсаторов комплектуются из отдельных
конденсаторов, соединенных последовательно и параллельно. Конденсаторы
выпускаются в однофазном и трехфазном исполнениях на номинальное напряжение
0,22 – 10,5 кВ. Увеличение рабочего напряжения БК достигается увеличением числа
последовательно включенных конденсаторов. Для увеличения мощности БК применяют
параллельное их соединение.
Выбираем комплектные конденсаторные установки
марки:
УКЛ56–10,5–2700УЗ– 3 шт.
 Мвар
 Мвар
В
соответствии с существующими нормативами мощность трансформаторов на понижающих
ПС рекомендуется выбирать из условия допустимой перегрузки в послеаварийных
режимах до 70–80%, на время максимума общей суточной продолжительностью не
более 6 часов в течение не более 5 суток.
Количество
силовых трансформаторов, планируемых к установке на проектируемой ПС, в первую
очередь определяется категорийностью потребителей по надёжности
электроснабжения. При наличии потребителей первой категории их количество
должно быть в соответствии с рекомендациями ПУЭ не менее двух, соответственно
мы устанавливаем два трансформатора на ГПП.
Мощность
силовых трансформаторов определяется по выражению:
 (9)
где  -
расчётная нагрузка, МВт;
 -нескомпенсированная
мощность, текущая от источника мощности через трансформатор, Мвар;
 -число трансформаторов;
 -оптимальный коэффициент
загрузки трансформатора.
Для потребителей первой и второй категории как
преобладающих:
Номинальная мощность трансформатора выбирается из
стандартного ряда выпускаемых трансформаторов, при этом номинальная мощность
должна быть больше расчётной.
После выбора трансформатора осуществляется
проверка правильности выбора по коэффициенту загрузки в нормальном и
послеаварийном режимах.
 (10)
 (11)
Если коэффициент загрузки трансформатора после
проверки оказался на много ниже оптимального, то целесообразно выбрать
трансформатор меньшей мощности, а в послеаварийном режиме отключить третью
категорию.
Приведём пример расчёта:
Расчётная мощность силового трансформатора:
 МВА
Ближайшая номинальная мощность по каталожным
данным 25 МВА. Проверяем трансформаторы по загруженности, определяя коэффициент
загрузки в нормальном режиме. Он должен быть в пределах: 0,5–0,75.
Выбираем трансформатор ТРДН-25000/110:  МВА
Также необходима проверка выбранных
трансформаторов в условиях послеаварийной работы. Она характеризуется выводом
из строя одного из трансформаторов, т.е. принимаем, что  =1. Коэффициент загрузки в
этом случае должен находиться в пределах от 1 до 1,4, исходя из возможности работы
трансформатора со 140% загрузки.
Трансформаторы загружены оптимально.
3. Выбор
сечений воздушных линий методом экономических токовых интервалов
Максимальный ток в воздушных линиях
рассчитывается по формуле:
 , (12)
где  -максимальный
ток, кА;
 , – потоки активной
максимальной и нескомпенсированной реактивной мощности передаваемой по линии в
зимний период, МВт, Мвар.
 – количество цепей;
 - номинальное напряжение,
кВ
Расчетный ток на участках линии, в зависимости от
которых, по экономическим токовым интервалам /2/ выберем сечение проводов ЛЭП:
 , (13)
где  -расчётный
ток, А;
 – максимальный ток, А;
 – коэффициент,
учитывающий изменение нагрузки по годам эксплуатации; для сетей 110–220 кВ в
курсовом проекте этот коэффициент принимается равным 1,05. Введение этого
коэффициента учитывает фактор разновременности затрат в технико-экономических
расчетах.
 – коэффициент,
учитывающий число часов использования максимальной нагрузки линий и ее значение
в максимуме ЭЭС (определяется коэффициентом Kм).Значение этого
коэффициента принимается равным отношению нагрузки линий в час максимума
нагрузки энергосистемы к собственному максимуму нагрузки линий. Kм принимается равным 1.
Примем  равным
0,92. По формуле находим токи  и по
таблицам /2/ выбираем экономически целесообразные сечения проводов в
зависимости от типа опор, климатической зоны, номинального напряжения линии и
количества цепей.
Расчетный ток
для выбора питающих линии от ТЭЦ:
 А
 А
Принимаем провод АС – 120.
Полученные сечения необходимо проверить по
длительно допустимому току. Для этого рассчитывается послеаварийный режим.
Длительно допустимый ток определяется в
зависимости от выбранного сечения по справочнику /3/ Данный ток указан при
температуре 200 С и одном проводнике. для различных условий
прокладки. Поэтому допустимый ток:
 (14)
где  -
допустимый ток, А;
 -длительно допустимый
ток, А;
 -коэффициент, учитывающий
изменение тока в зависимости от температуры;
Выбранное сечение удовлетворяет условию послеаварийного
режима, если ток меньше или равен  А.
Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12 |
