kush-01 / УМП сети 1

21

22

Секционирование сборных шин (деление на части) осуществляется секционным выключателем высокого напряжения. В нормальном режиме секционный выключатель отключен, обеспечивая раздельную работу трансформаторов ГПП. Секционный выключатель оборудуется устройством АВР.

Каждая секция сборных шин присоединяется к своему трансформатору с помощью выключателя. Секции работают раздельно и получают питание от своих трансформаторов. При аварийном отключении выключателя любого из трансформаторов автоматически включается секционный выключатель в результате действия устройства АВР и подаёт питание на секцию с отключившимся трансформатором. Вся нагрузка ГПП переводится на оставшийся в работе трансформатор. Таким образом, применение секционного выключателя обеспечивает автоматическое включение резерва, что позволяет использовать такую схему для потребителей любой категории надёжности. Отходящие линии присоединяются к сборным шинам 10(6) кВ ГПП с помощью выключателей высокого напряжения. Типовая принципиальная схема электрических соединений ГПП без сборных шин на высшем напряжении и одиночной секционированной системой сборных шин на низшем напряжении показана на рис. 1.6.

1.7. ЭЛЕКТРИЧЕСКИЙ РАСЧЕТПИТАЮЩЕЙЛЭП НАПРЯЖЕНИЕМ 110КВ СУЧЕТОМ ТРАНСФОРМАТОРОВГПП (РАСЧЕТЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ)

1.7.1. Упрощенная принципиальная схема электропередачи. 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.

Методику электрического расчета питающей ЛЭП-110 кВ рассмотрим на конкретном примере электропередачи, показанной на рис. 1.7.

Исходные данные для расчета:

источник питания — районная трансформаторная подстанция (РТП) с двумя трехобмоточными трансформаторами напряжением 220/110/35 кВ;

схема электропередачи (рис. 1.7); номинальное напряжение ЛЭП Uном 110 кВ; длина ЛЭП, км;

конструктивное выполнение ЛЭП — двухцепная ВЛ; число, тип и номинальные данные понижающих трансформаторов ГПП

(см. табл. 1.4);

величины рабочих напряжений на шинах РТП U1(max), U1(min), кВ, в часы максимальной и минимальной нагрузок;

расчетная максимальная нагрузка на шинах 10 кВ ГПП, МВ А, равная

23

SР PР jQР Pр j Qр ,

см. формулы (1.16), (1.17), (1.18);

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, ч.

1.7.2. Задача и содержание расчета электропередачи

Задача электрического расчета электропередачи состоит в том, чтобы по известной (расчетной) мощности в конце электропередачи S3 SР PР jQР и заданному напряжению U1 в ее начале определить напряжение U3 в конце электропередачи и мощность S1 в ее начале, т. е. на шинах РТП [6, с. 222].

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.

Полагается, что в нормальном режиме включены оба трансформатора и обе цепи линии, образуя два блока линия — трансформатор, работающих параллельно с половинной расчетной нагрузкой каждый. Расчет выполняется при максимальной и минимальной нагрузках, величины которых известны. В послеаварийном режиме работает одна линия и один трансформатор при нагрузке, равной расчетной максимальной, но не более мощности трансформатора с учетом его аварийной перегрузочной способности. Расчет электропередачи осуществляется на основе составленной ее схемы замещения. Для удобства расчета электропередачи во всех режимах ее работы вначале составляется баланс мощностей схемы, который записывается в таблицу. После этого производится расчет потерь напряжения в ветвях (участках) схемы и определение уровней напряжений в узлах схемы (точках 2 и 3). Результаты расчета сводятся в таблицу.

24

25

При расчете электропередачи в нормальном режиме при максимальной нагрузке можно условно выделить три основных этапа:

1)определение параметров звеньев электропередачи;

2)расчет баланса (распределения) мощностей в электропередаче;

3)расчет потери напряжения в ветвях схемы замещения и определение уровней напряжения во всех узлах, исключая питающий.

Первый этап выполняется один раз только для режима максимальной нагрузки. Второй и третий этапы выполняются для всех режимов.

На втором этапе расчета для всех узлов схемы, кроме питающего, напряжение задается равным номинальному напряжению электропередачи и производится расчет баланса мощностей по ветвям схемы замещения в направлении от наиболее удаленного узла к питающему.

На третьем этапе по найденному распределению потоков мощностей, начиная с питающего узла, определяют потери напряжения в ветвях и уровни напряжения во всех узлах схемы замещения. При этом следует помнить, что полученное значение напряжения в узле на конце электропередачи (узел 3) приведено к стороне высшего напряжения (ВН) трансформаторов. Для получения истинного значения напряжения в этом узле необходимо приведенное напряжение в этом узле поделить на коэффициент трансформации трансформаторов.

Содержание расчета:

выбор марки и сечения проводов ЛЭП; составление схемы замещения электропередачи и расчет ее параметров;

расчет баланса мощностей и уровней напряжения в электропередаче при максимальной нагрузке;

расчет баланса мощностей и уровней напряжения в электропередаче при минимальной нагрузке;

расчет баланса мощностей и уровней напряжения в электропередаче в послеаварийном режиме;

выбор рабочих ответвлений обмотки ВН трансформаторов и определение действительных напряжений на шинах 10 кВ ГПП предприятия.

Методы расчета электропередачи напряжением 110 кВ и выше изложены в [6, с. 204—257].

1.7.3.Методика расчета электропередачи при максимальной нагрузке

А. Выбор марки и сечения проводов ЛЭП-110 кВ

1. Предварительно определяются активная, реактивная и полная мощности линии (ветви 1—2) с учетом потерь мощности в трансформаторах ГПП:

26

P1 2 PP Pт ,

Q1 2 Qp Qт ,

(1.19)

S1 2 P21 2 Q21 2 .

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;

Р	т	2(Р	Х	K2	P ), здесь	Kз	SP	— коэффициент загрузки
				З	к		2Sном.т

трансформаторов, Sном.т — номинальная мощность трансформаторов, МВ А, PX , PK — потери холостого хода и короткого замыкания трансформаторов, МВт;

QT 2 (QX KЗ2 QK), здесь QX IX Sном.т — реактивная намагни100

чивающая мощность холостого хода трансформатора, Мвар; IX — ток холо-

стого хода трансформаторов, %; Q			uк	S		— реактивная мощность
		100
К					ном.т

короткого замыкания, потребляемая трансформатором при номинальной нагрузке, Мвар; uк — напряжение короткого замыкания трансформаторов, %.

2. Определяется расчетный максимальный ток линии, А

	I	P			S1 2					103	(1.20)
					3 U			ном		,
где Uном	— номинальное напряжение линии, кВ;
S1-2	— полная расчетная мощность линии, МВ А.
Расчетный ток, А, для одной цепи линии равен
				IP			IP
									.
								2

3. Выбирается марка проводов линии [8, с. 57]. Рекомендуется выбрать провод марки АС.

4. В зависимости от выбранной марки провода и Тmах предприятия находится экономическая плотность тока jЭ [А/мм2], по которой определяется

	экономически выгодное сечение провода, мм2				[4, с. 85]
	F		IP		(1.21)
			jЭ .
	Э

27

По табл. 4.9 [8] выбирается ближайшее стандартное сечение провода и выписывается его длительно допустимый ток нагрузки Iдоп.

5. Выбранное экономическое сечение провода проверяется по допустимому нагреву током в послеаварийном режиме (при аварийном отключении одной цепи линии). Условие проверки: Iдоп Ip.

6. 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 мм2.

Б. Составление схемы замещения электропередачи

ирасчёт её параметров

1.Первым этапом расчета электропередачи является составление ее схемы замещения, называемой расчетной схемой. Составить схему замещения какой-либо сети — это значит выбрать схему замещения каждого элемента сети и рассчитать ее параметры; соединить схемы замещения отдельных элементов в той же последовательности, в какой соединены эти элементы в рассматриваемой сети; привести все параметры схемы замещения сети к одной ступени напряжения и по возможности упростить полученную схему [8, с. 463]. Схема замещения ЛЭП с учетом трансформаторов ГПП показана на рис. 1.8, на котором собственно ЛЭП представлена П-образной, а трансформаторы — Г-образной схемой замещения. На схеме замещения обозначены параметры элементов, а также показано распределение мощности по ветвям.

2.Для выбранного сечения проводов по табл. П.1-2, П.1-3, П.1-4 [6] выписываются удельные активное и реактивное сопротивления и удельная ре-

активная проводимость линии (r0, Ом/км; х0, Ом/км; b0, См/км 10-6) и определяются параметры схемы замещения двухцепной линии:

R	R		r0 L		,
1 2	л	2
X1 2	Xл			x0 L		,
		2
B1 2	Bл 2b0 L,						(1.22)

Qв U2ном B1 2 ,

Qв Uном2 b0 L,

2

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.

28

Примечание. Среднегеометрическое расстояние между осями проводов для ЛЭП110 кВ при расположении проводов «бочкой» можно принять 4—4,5 м [6, с. 40]. Диаметры проводов приведены в табл. П.1-1 [6].

3. Для ранее выбранных трансформаторов ГПП по табл. 6.47 [2, с. 284] находятся активное и индуктивное сопротивления обмоток трансформаторов и реактивная мощность холостого хода QX.

Можно рассчитать параметры схемы замещения трансформаторов по формулам [8, с. 464].

R

R

U

2

10 3

P

ном.т

,

2 3

т

к

2 Sном2

.т

u

к

U2

X2 3 Xт

ном.т

,

2 Sном.т

100

(1.23)

Bт 2100Iх %US2ном.т , ном.т

Qх 2 Iх Sном.т ,

100

где R2-3, X2-3 — активное и индуктивное сопротивления трансформаторов, Ом; Вт — реактивная индуктивная проводимость трансформаторов, См;

Qх — намагничивающая мощность холостого хода трансформаторов, Мвар;

Sном.т — номинальная мощность трансформаторов, МВ А;

Uном.т — номинальное напряжение первичной обмотки трансформаторов,

кВ;

Рт — потери короткого замыкания трансформаторов, кВт; uк — напряжение короткого замыкания трансформаторов, %; Iх — ток холостого хода трансформаторов, %.

Примечание. Номинальные данные выбранных трансформаторов ГПП приведены в табл. 1.4.

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

Таблица 1.5

Параметры схемы замещения двухцепной линии (ветви 1—2)

Fэ	Ip			Параметры линии (ветви 1—2)
		r0	x0		b0	R1-2 = RЛ	X1-2=Xл	B1-2=Bл	QB
мм2	А	Ом/км	Ом/км		См/км	Ом	Ом	См	Мвар

29

30