Составление баланса активной мощности и выбор генераторов ТЭЦ. Расчет установившегося режима электрической сети

линии  1 – 4 протекает  мощность, равная разности (S₄ -S_{24 па}), она  составит   S_14па=53,85–18,46 =35,39 МВ*А,  I_14па = S₁₄/Ö3*U_ном =  =35390/Ö3*110 = 185 А. Данная линия с сечением провода  120 мм²  проходит условие

I_{ij па}£I_доп

185 А < 375 А

Отключение линии 1 – 4:

- по линии 2 – 4 протекает мощность, равная мощности потребляемой узлом 4. Она составляет S_24па = 53,85 МВ*А, I_24па = =S₂₄/Ö3*U_ном = 53,85/Ö3*110 = 283 А. Данная линия 2 – 4 с сечением провода 185 мм² проходит условие

I_{ij па}£I_доп

283 А < 510 А

- по линии 3 – 2 протекает мощность, равная разности (S₄ - S_{тэц с})

S_32па=53,85–40=13,85 МВ*А, I_32па=S_32па/Ö3*U_ном=13,85/Ö3*110=    =73 А. Данная линия 3 – 2 с сечением провода 70 мм² проходит условие

I_{ij па}£I_доп

73 А < 265 А

- по линии 1 – 3 протекает мощность, равная сумме (S_32а + S₃), она составляет S_13па = 13,85 + 21,54 = 35,39 МВ*А, I_13па= =S_13па/Ö3*U_ном=35,39/Ö3*110 = 186 А. Данная линия 1 – 3 с сечением провода 95 мм² проходит условие

I_{ij па}£I_доп

186 А < 330 А

Отключение линии 2 – 3:

- по линии 1 – 3 протекает мощность, равная полной мощности потребляемой узлом 3. Она составляет S_{13 па} = 21,54 МВ*А, I_13па= =S_13па/Ö3*U_ном=21540/Ö3*110=113 А. Данная линия 1 – 3 с сечением провода 95 мм² проходит условие

I_{ij па}£I_доп

113 А < 330 А

- по линии 2 – 4 протекает мощность равная полной мощности выдаваемой ТЭЦ.  S_24па=40МВ*А, I_24па=S_24па/Ö3*U_ном= =40000/Ö3*110=210 А. Данная линия 2 – 4 с сечением провода 185 мм² проходит условие

I_{ij па}£I_доп

210 А < 510 А

- по линии 1 – 4 протекает мощность равная разности (S₄-S_24па), S_14па=53,85–40=13,85 МВ*А, I_14па=S_14па/Ö3*U_ном=13850/Ö3*110=73 А

Данная линия 1 – 4 с сечением провода 120 мм² проходит условие

I_{ij па}£I_доп

73 А < 375 А

При отключении линии 2 – 4:

- по линии 1 – 4 протекает мощность, равная мощности потребляемой узлом 4. Она составляет S_14па = 53,85 МВ*А, I_14па= =S_14па/Ö3*U_ном=53850/Ö3*110=283 А. Данная линия 1 – 4 с сечением провода 120 мм² проходит условие

I_{ij па}£I_доп

283 А < 375 А

- по линии 2 – 3 протекает полная  мощность, выдаваемая ТЭЦ. Она составляет  S_23па= 40 МВ*А, I_23па=S_23па/Ö3*U_ном= =40000/Ö3*110=210 А. Данная линия 2 – 3 с сечением провода 70 мм² проходит условие

I_{ij па}£I_доп

210 А < 265 А

- по линии 1 – 3 протекает мощность, равная разности (S_23па – S₃)

S_13па=40–21,54=18,46 МВ*А, I_13па=S_13па/Ö3*U_ном=18460/Ö3*110=97А. Данная линия 1 – 3 с сечением провода 95 мм² проходит условие

I_{ij па}£I_доп

97 А < 330 А

Выбор схемы выдачи мощности и

трансформаторов  ТЭЦ.

Так как на ТЭЦ установлены генераторы небольшой мощности,  принимаем схему выдачи мощности генераторами с генераторным распределительным устройством  (ГРУ).

От шин ГРУ получают питание потребители на напряжение 10 кВ и потребители собственных нужд (с.н.). Собственные нужды ТЭЦ выполнены на напряжение 6 кВ. Поэтому при генераторном напряжении, равном 10 кВ, питание с.н. осуществляется через трансформатор собственных нужд напряжением 10/6 кВ.

Рисунок 5

Связь с системой осуществляется через два трансформатора связи  Т.

Номинальная мощность одного трансформатора связи выбираем не меньше следующего значения:

S_ном ³ S_{тэц с} / 2 = 40 / 2 = 20 МВ*А

Полученное значение округляем до ближайшей большей номинальной мощности трансформатора. Принимаем к установки два трансформатора   ТРДН – 25000/110

Распределительное устройство высшего напряжения 110 кВ (РУ ВН) выполняем по схеме без сборных шин с перемычкой.

Выбор трансформаторов и схем подстанций в узлах нагрузки.

На подстанциях (узлы нагрузки 3 и 4), так как имеются потребители 1^ой  и 2^ой категории, устанавливаем по два трансформатора. Мощность трансформаторов на подстанциях выбираем с учетом допустимой перегрузки в аварийном режиме (отключение одного трансформатора). Выбор номинальной мощности трансформатора производим по следующему выражению:

S_ном = S_pi / k_п

S_{3 ном} = 21,54 / 1,4 = 15,39 МВ*А

S_{4 ном} = 53,85 / 1,4 = 38,46 МВ*А

где  S_pi – расчетная нагрузка в узле I;

k_п = 1,4…1,5 – коэффициент допустимой перегрузки.

На подстанции узла нагрузки 3 устанавливаем два трансформатора   ТДН – 16000/110.

На подстанции узла нагрузки  4 устанавливаем два трансформатора   ТРДН – 40000/110.

Руководствуясь тем, что выбранная схема электроснабжения (а) является замкнутой, принимаем на подстанциях транзитные схемы(рис.6). Отличие между схемами на подстанциях состоит в том, что на подстанции узла 4 трансформаторы с расщепленной обмоткой низшего напряжения, поэтому РУ НН состоит из четырех (1, 2, 3, 4) секций шин, соединенных секционным выключателем.  РУ НН подстанции узла нагрузки 3 состоит из двух (1, 2) секций шин, сосекционным выключателем.

Поскольку в состав потребителей входят потребители 1 категории, на секционных выключателях устанавливаем автоматика резервного питания АВР.

Схема подстанции                           Схема подстанции узла нагрузки  3.                                узла нагрузки 4.

Рисунок 6

Приведение нагрузок узлов и мощности ТЭЦ к

 стороне ВН.

Приведение нагрузок к стороне высшего напряжения (ВН) выполняем для последующего упрощения расчетной схемы установившегося режима электрической сети.

На рисунке 7 показан участок схемы электрической сети: две линии  L₁₃  и  L₃₂  подходят к узлу 3.Нагрузка на стороне НН составляет  S_р3 = Р_р3 + jQ_р3. На рисунке изображена схема замещения  этого  участка сети.  Нагрузку  узла   3,  приведенную  к стороне ВН,  определяем по выражению:

Р_3в = Р_р3+DР_т = 20 + 0,12 = 20,12  МВт

Q_3в=Q_p3+DQ_т–(Q_c1+Q_c2)/2 = 8 + 1,794 – (0,69+1,17)/2 = 8,864 Мвар где

DР_т     и   DQ_т – потери активной и реактивной мощности в трансформаторах  Т;

Q_с1/2   и  Q_с2/2 – половины зарядных мощностей линии L₁₃  и  L₃₂

DР_т = nDР_хх + 1/n * DР_кзS_р3²/S_ном² = 2 * 0,021 + ½ * 0,086 * 21,54² /   /16²  = 0,12 МВт

DQ_т = nI_ххS_{т ном}/100 + 1/n*u_кз*S₃²/100*S_ном =2*0,85*16/100+½*10,5* *21,54²/100*16 = 1,794 Мвар

Q_c1 = m₁₃*U²b₀L₁₃ = 1 * 110² * 2,6 * 10^-6 * 22 = 0,69 Мвар

Q_c2 = m₃₂*U²b₀L₃₂ = 1 * 110² * 2,55 * 10^-6 * 38 = 1,17 Мвар

Рисунок7

Данные выбранных трансформаторов

Тип трансформатора	Sном кВ*А	Uв ном кВ	Uн ном кВ	DРхх кВт	DРкз кВт	uкз %	Iхх %
ТДН-16000/110	16000	115	11	21	86	10,5	0,85
ТРДН-40000/110	40000	115	10,5	42	160	10,5	0,7

На рисунке 8 показан участок схемы электрической сети: две линии  L₂₄  и  L₄₁  подходят к узлу 4. Нагрузка на стороне НН составляет  S_р4 = Р_р4 + jQ_р4. На рисунке изображена схема замещения  этого  участка сети.  Нагрузку  узла   4,  приведенную  к стороне ВН,  определяем по выражению:

Р_4в = Р_р4+DР_т = 50 + 0,229 = 50,229  МВт

Q_4в=Q_p4+DQ_т–(Q_c1+Q_c2)/2 = 20 + 4,37 – (0,67+1,1)/2 = 23,485 Мвар где

DР_т     и   DQ_т – потери активной и реактивной мощности в трансформаторах  Т;

Q_с1/2   и  Q_с2/2 – половины зарядных мощностей линии L₂₄  и  L₄₁

DР_т = nDР_хх + 1/n * DР_кзS_р4²/S_ном² = 2 * 0,042 + ½ * 0,16 * 53,85² /40²  = = 0,229 МВт

DQ_т = nI_ххS_{т ном}/100 + 1/n*u_кз*S₄²/100*S_ном =2*0,7*40/100+½*10,5* *53,85²/100*40 = 4,37 Мвар

Q_c1 = m₂₄*U²b₀L₂₄ = 1 * 110² * 2,75 * 10^-6 * 20 = 0,67 Мвар

Q_c2 = m₄₁*U²b₀L₄₁ = 1 * 110² * 2,65 * 10^-6 * 34 = 1,1 Мвар

Рисунок 8

После приведения мощностей узлов 3, 4  к стороне ВН схемы замещения этих узлов сводятся к более простому виду, приведенному на рисунке  9.

     

Рисунок 9

Рассмотрим эквивалентную схему  ТЭЦ (рис. 10). Через трансформатор  Т  протекает мощность

Р_{тэц с} = Р_{тэц у} – Р_сн – Р₂

Q_{тэц с} = Q_{тэц у} – Q_сн – Q₂

Рисунок 10

Приведение мощности      Р_{тэц с} + jQ_{тэц с}  к стороне  ВН выполняем так же, как для подстанций, но с учетом направления мощности.

Р_2в = Р_р2+DР_т = 32 + 0,2 = 32,2  МВт

Q_2в=Q_p2+DQ_т–(Q_c1+Q_c2)/2 = 24 + 3,7 – (1,17+0,67)/2 = 26,78 Мвар где

DР_т     и   DQ_т – потери активной и реактивной мощности в трансформаторах  Т;

Q_с1/2   и  Q_с2/2 – половины зарядных мощностей линии L₂₄  и  L₂₃

DР_т = nDР_хх + 1/n * DР_кзS_{тэц с}²/S_ном² = 2 * 0,025 + ½ * 0,12 * 40² /25²   =

=0,2 МВт

DQ_т = nI_ххS_{т ном}/100+1/n*u_кз*S_{тэц с}²/100*S_ном =2*0,75*25/100+½*10,5* *40²/100*25 = 3,7 Мвар

Q_c1 = m₂₃*U²b₀L₂₃ = 1 * 110² * 2,55 * 10^-6 * 38 = 1,17 Мвар

Q_c2 = m₂₄*U²b₀L₂₄ = 1 * 110² * 2,75 * 10^-6 * 20 = 0,67 Мвар

После приведения мощности узла 2 к стороне  ВН  схема замещения узла принимает более простой вид  (рис. 11).

Рисунок 11.

5.3.8.  Расчет установившегося режима 

электрической сети.

Для расчета установившегося режима составляем схему замещения электрической сети с мощностями узлов, приведенными к стороне ВН. В частности, для данной замкнутой сети схема замещения показана на рис. 12

Рисунок 12

Линия	Провод	r0, Ом/км	х0, Ом/км	b0,10-6 Cм/км	L км
1-3	АС95	0,31	0,43	2,6	22
3-2	АС70	0,4	0,44	2,55	38
2-4	АС185	0,16	0,41	2,75	20
4-1	АС120	0,25	0,43	2,65	34

При расчете замкнутой сети сначала определяем предварительное (без учета потерь) распределение мощностей:

S₁₃ = [S_3в(Z^*_31' + Z^*_21' + Z^*_41') - S_2в(Z^*_21' + Z^*_41') + S_4вZ^*_41'] / Z^*_å =

=[(20.12+j8.864)*(26.9-j39.54)-(32.2+j26.78)*(11.7-j22.82)+

+(50.229+j23.485)*(8.5-j14.62)]/(33.72-j49)=15.709 + j2.948 МВ*А

S_1'4 = [S_4в(Z^*₄₁ + Z^*₂₁ + Z^*₃₁) - S_2в(Z^*₂₁ + Z^*₃₁) + S_3вZ^*₃₁] / Z^*_å =

=[(50.229+j23.485)*(25.22-j34.38)-(32.2+j26.78)*(22.02-j26.18)+ +(20.12+j8.864)*(6.82-j9.46)]/(33.72-j49)= 22.44 + j2.621 МВ*А

где  Z^* = R-jX – сопряженное комплексное сопротивление.

Для проверки правильности выполненного  расчета проверим условие:

S₁₃ + S_1'4 = S₃ + S₄ – S_{тэц с}

Подставляя численные значения получим:

S₁₃ + S_1'4 = (15.709+j2.948) + (22.44+j2.621) = 38.149+j5.569 МВ*А

S₃+S₄–S_{тэц с} = (20.12+j8.864) + (50.229+j23.485) – (32.2+j26.78) =

= 38.149+j5.569 МВ*А

Условие выполняется, следовательно, расчет мощностей головных участков выполнен правильно.

Мощности остальных участков   S₃₂ = P₃₂ + jQ₃₂  и  S₄₂ = P₄₂ + + jQ₄₂   определяем по первому закону Кирхгофа.  В результате расчета предварительного распределения мощностей определяем