РПЗ-1. Выбор числа и мощности трансформаторов связи 1.1. на электростанции Методика расчета

1.1.
РПЗ-1. Выбор числа и мощности трансформаторов связи
на электростанции
Методика расчета
При
отсутствии
графиков
электрической
нагрузки
для
трансформаторов, подключенных к генераторному распределительному
устройству (ГРУ), вычисляют мощности трех режимов и выбирают
наибольшую из них.
Режим 1. При минимальном потреблении нагрузки на генераторном
напряжении ( S1 p , MB  A ):
S1 p 
P n
г
 Р м ин  Рсн n гру   Q г n гру  Q м ин  Qсн n гру  ,
2
гру
2
где Рг , Рсн — активная мощность одного генератора и его собственных
нужд, МВт;
Qг , Qсн — реактивная мощность одного генератора и его собственных
нужд, Мвар;
Рм ин — активная минимальная нагрузка на генераторном напряжении,
МВт;
Qм ин — реактивная минимальная нагрузка на генераторном
напряжении, Мвар;
nгру — число генераторов, подключенных к ГРУ.
Режим 2. При максимальном потреблении нагрузки на генераторном
напряжении ( S 2 p , MB  A ):
S2 p 
P n
 Рм акс  Рсн nгру   Qг nгру  Qм акс  Qсн nгру  ,
2
г гру
2
где Рм акс — активная максимальная нагрузка на
напряжении, МВт;
Qм акс —
реактивная максимальная нагрузка на
напряжении, Мвар.
генераторном
генераторном
Режим 3. При отключении одного генератора и максимальном
потреблении нагрузки на генераторном напряжении ( S3 p , MB  A ):
S3 p 
P n
г
,
гру
 
2

2
 Рмакс  Рсн n,гру  Qг n,гру  Qмакс  Qсн n,гру ,
,
где nгру
— новое число генераторов, подключенных к ГРУ,
,
nгру
 nгру  1.
Условие выбора мощности трансформаторов ( S т.гру ), подключенных к
ГРУ:
S т.гру  0,7 S м. р ,
где S м. р — максимальная расчетная мощность, МВ-А. Это мощность
одного из рассчитанных режимов.
При блочном подключении генераторов и трансформаторов
Pг  Рсн 2  Qг  Qсн 2 .
Sбл. p 
Условие выбора мощности блочного трансформатора:
Sт.бл  Sбл. р ,
где S бл. р — полная расчетная мощность блочного трансформатора, МВА.
Для выбора трансформатора по справочнику нужно знать три
величины: полную расчетную мощность, высокое и низкое напряжение.
Высокое напряжение ( Vвн ) ориентировочно определяют из соотношения
Vвн  Vлэп  (1...10) Рпер
где Vл эп — напряжение линии электропередачи, кВ;
Рпер — активная мощность передаваемая от электростанции в ЛЭП,
МВт,
Рпер  Рг пг  Рсн пг  Рмин,
где пг — количество генераторов на электростанции.
Из полученного промежутка значений напряжения выбирается класс
напряжения, соответствующий среднему номинальному значению по шкале
напряжений:
10,5  21  36,75  115  158  230  247  525  ...кВ.
Полную передаваемую мощность ( S ïåð ) без учета потерь определяют по
формуле
S пер 
Рпер
cos  г
; Qпер  Рперtg г ,
cosã —
где
коэффициент активной мощности генераторов
электростанции.
Полную передаваемую мощность с учетом потерь в трансформаторах
( S лэп ) определяют как
S лэп 
Sпер
К пот
,
где К пот — коэффициент потерь в трансформаторе.
Зависимость К пот  F (cos г )
cosã
1
0,9
0,8
0,7
0,6
К пот
1,02
1,06
1,08
1,085
1,09
Приближенно потери в трансформаторах можно определить из
соотношений
Рт  0,02S пер ; Qт  0,1S пер .
Коэффициент загрузки трансформатора ( К з ) определяется по формуле
Кз 
Sф
пS т
,
где Sф — фактическая нагрузка на трансформаторы, МВ-А;
Sт — номинальная мощность трансформатора, МВ-А;
п — число трансформаторов, на которое распределена фактическая
нагрузка.
В конце расчетно-практического задания пишется ответ, где
указывается:
• количество и марка трансформаторов;
• значения их коэффициентов загрузки;
• полная передаваемая мощность S лэп .
Пример
Дано:
Sдоп=139 МВ.А
Тип генератора — ТВФ-63
Vвн=220 кВ
Vr=10,5кВ
cos φr = 0,8
РУ ВН
nгру=2
Т1
Т2
Т3
Рмин = 50 МВт
Рмакс = 65 МВт
Vг=10,5 кВт
cosφг=0,8
cos φн = 0,85
Рсн=10%
Требуется:

составить структурную
схему электростанции (ЭС);

рассчитать и выбрать
трансформаторы;

определить К3, Sлэп, Улэп.
63х3МВт
ГРУ
Рмин=50МВт
Рмакс=65МВт
cosφн=0,85
СН
G1
СН
G2
СН
G3
Рис. 1.1.1. Структурная схема ЭС
Решение:

Составляется структурная схема ЭС и наносятся данные (рис.
1.1.1).

Определяется расчетная мощность трансформатора ГРУ:
S1 p 
P n
г гру
 Рм ин  Рсн nгру   Qг nгру  Qм ин  Qсн nгру  
2
2
 (63  2  50  6,3  2) 2  (47,3  2  31  4,7  2)2  83,4 MB  A
Qг  Р1  tgг  63  0,75  47,3 Мвар
Qмин  Рмин  tgн  50  0,62  31 Мвар
Рсн  0,1Р1  0,1  63  6,3 МВт
Qсн  Рсн  tg1  6,3  0,75  4,7 Мвар
Qмакс  Рмакс  tgн  65  0,62  40,3 Мвар
P n
S2 p 
 Рм акс  Рсн nгру   Qг nгру  Qм акс  Qсн nгру  
2
г гру
2
 (63  2  65  6,3  2) 2  (47,3  2  40,3  4,7  2) 2  66 МВ  А
P n
S3 p 
 
2
 Рмакс  Рсн n,гру  Qг n,гру  Qмакс  Qсн n,гру
,
г
гру

2

 (63  65  6,3)2  (47,3  40,3  4,7)2  8,6 МВ  А
Примечание. Знак «минус» в первой скобке подкоренного выражения
означает, что недостающая мощность потребляется из ЭНС.
Sтгру  0,75S1 p  0,7  83,4  58,4 MB  A

Определяется расчетная мощность блочного трансформатора
. Sблр  Pг  Рсн 2  Qг  Qсн 2  (63  6,3)2  (47,3  4,7)2  79,1 MB  A
Sтбл  Sблр  79,1 MB  A

Определяется передаваемая мощность
Рпер=Ргnг+Рснпг-РМИН = 63∙3-6,3∙3-50= 120,1МВт;
Sпер
Рпер
120,1
 139 MB  A
К пот cos г  К пот 0,8 1,08
Кпот  F (cos г )  F (0,8)  1,08
S



Определяется напряжение передачи
Vвн = Vлэп = (1...10)Рпер = (1…10)∙120,1 =120,1... 1201 кВ.
Согласно шкале напряжение принимается Vвн = 220 кВ.

Выбираются трансформаторы согласно таблицам А.1, А.3.
Для ГРУ —
Блочный —один ТД 80000два ТРДЦН 63000-220/10,5
220/10,5
Vвн = 230 кВ
Vвн = 242 кВ
Vнн =11-11 кВ
Vнн = 10,5 кВ
∆Рхх = 70 кВт
∆Рхх = 79 кВт
∆Ркз = 265 кВт
∆Ркз = 315 кВт
uк= 11,5 %
uк= 11 %
iхх = 0,5 %
iхх = 0,45 %


Определяются коэффициенты загрузки трансформаторов
K з.гру 
K з.bl 

схему.
S ф.гру
2 S m.upy
S ф.b
2S m.b


83,4
 0,66;
2  63
79,1
 0,99;
80
Наносятся необходимые данные (Sлэп, Vлэп) на структурную
Ответ: На ЭС выбраны трансформаторы связи ГРУ — 2 х ТРДНЦ
63000-220/10,5; Кз.гру БЛ—ТДЦ 80000-220/10,5; Кз.бл = 0,99; Sлэп = 139
МВ∙А.
Структура условного обозначения турбогенераторов
Одна или две буквы
Т или ТГ — турбогенератор
1
2
3
В
В
100
0
4
Одна или две буквы
Тип охлаждения:
В — водородное
ВВ — водородно-водяное
ВФ — водородно-форсированное
ЗВ — трижды водяное (ротор, статор и
сердечник)
ВМ — водомасляное
Без буквы — воздушное
Число
Номинальная мощность, МВт
(для генератора типа ТВФ-120-2
указана мощность в продолжительно
допустимом режиме перегрузки)
Количество полюсов
Например:
Т
Турбогенератор
Водородно-водяное охлаждение
Мощность — 1000 МВт
Количество полюсов — 2 шт.
Таблица 1.1.1. Индивидуальные задания для РПЗ-1
2
Вариант
1
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26
27
28
29
30
тип
2
Т-6-2
ТВФ-63-2
ТВФ-160-2
ТВВ-200-2
ТВВ-800-2
ТВВ-320-2
ТВС-32-2
ТВВ-220-2
ТВФ-120-2
Т-6-2
ТВВ-165-2
ТВФ-63-2
ТВС-32-2
ТВМ-300-2
ТВФ-100-2
ТВВ-220-2
ТВС-32-2
ТВФ-60-2
ТВВ-165-2
Т-12-2
ТВВ-320-2
ТВФ-60-2
ТЗВ-800-2
ТГВ-300-2
ТВФ-60-2
Т-12-2
ТВФ-100-2
ТВФ-120-2
ТВВ-200-2
ТВФ-63-2
Генераторы
Vг,к
nгру
В
3
4
5
6,3
0,8 4
6,3
0,8 3
18 0,85 3
15,75 0,85 2
24
0,9 2
20 0,85 3
10,5 0,8 4
15,75 0,85 2
10,5 0,8 2
10,5 0,8 5
18 0,85 3
6,3
0,8 4
10,5 0,8 4
20 0,85 3
10,5 0,85 5
15,75 0,85 3
6,3
0,8 3
10,5 0,8 з
18 0,85 2
6,3
0,8 5
20 0,85 2
10,5 0,8 3
24
0,9 2
20 0,85 2
6,3
0,8 2
10,5 0,8 3
10,5 0,85 2
10,5 0,8 4
15,75 0,85 3
10,5 0,8 2
nбл
6
2
2
1
1
1
1
2
1
2
3
1
1
3
1
2
1
1
2
1
2
1
3
1
1
3
3
2
1
1
1
Рсн,
%
7
10
10
8
8
5
6
10
8
9
10
8
10
10
6
9
8
10
10
8
10
6
10
5
6
10
10
9
9
8
10
Нагрузка ГРУ
Рмин,
Рмакс,
МВт
МВт
8
9
5
10
40
80
300
400
200
300
800
1200
300
400
10
15
200
300
100
200
8
10
300
400
30
50
40
50
600
700
300
400
400
500
4
6
10
20
200
300
5
10
300
400
30
100
800
1000
300
600
40
60
5
10
100
200
100
200
400
500
50
65
10
0,9
0,92
0,85
0,87
0,95
0,93
0,94
0,9
0,92
0,93
0,94
0,95
0,96
0,88
0,87
0,93
0,9
0,85
0,86
0,92
0,93
0,94
0,95
0,96
0,95
0,94
0,93
0,92
0,9
0,85
1.2. РПЗ-2. Расчет ЛЭП и выбор неизолированных проводов
Методика расчета
Рассчитать линию электропередачи (ЛЭП) — это значит определить:
— сечение провода и сформировать марку;
— потери мощности;
— потери напряжения.

Сечение провода, соответствующее минимальной стоимости
передачи электроэнергии (ЭЭ), называют экономическим.
ПУЭ (правила устройства электроустановок) рекомендуют для
определения расчетам экономического сечения (Sэк) метод экономической
плотности тока.
S эк 
I м. р
j эк
где S эк — экономическое сечение провода, мм2 ;
I m. p — максимальный расчетный ток в линии при нормальном режиме
работы, А;
Для трехфазной сети
I м. р 
S пер
3Vпер
j эк — экономическая плотность тока, А/мм ; принимается на основании
опыта эксплуатации.
j эк  F (Tm , вид проводника),
где Тм — время использования максимальной нагрузки за год, час.
Гм, час
1000...3
3000...
000
5000
Медные
2,5
2,1
Алюминиевые
1,3
1,1
Полученное расчетное экономическое сечение (S3K) приводят к
ближайшему стандартному значению.
Проводник — неизолированные
провода
5000...
8700
1,8
1,0
Если получено большое сечение, то берется несколько параллельных
проводов (линий) стандартного сечения так, чтобы суммарное сечение было
близко к расчетному.

Формируется марка провода, указывается допустимый ток.

Оптимальное расстояние передачи ( , км) приближенно
определяется из соотношения
Lл эп  (0,3....1)Vпер ,

Pл еп
Потери мощности в ЛЭП определяются по формулам
 S пер

п V
 л еп пер
2

 S пер 
 R л еп ; Q л еп  
 п V  X л еп

 л еп л еп 

2
где PЛЭП  потери активной мощности в ЛЭП, МВт;
Q ЛЭП  потери реактивной мощности в ЛЭП, Мвар;
Sпер  полная передаваемая мощность, МВ  А;
Vпер  напряжение передачи, кВ;
R ЛЭП , X ЛЭП  полное активное и индуктивное сопротивление, Ом;
n ЛЭП  число параллельных линий.
S ЛЭП  P 2 ЛЭП  Q 2 ЛЭП .

Сопротивления в ЛЭП определяются из соотношений
R ЛЭП 
1
n ЛЭП
r0 L ЛЭП ; Х ЛЭП  x 0 L ЛЭП ,
где r0 , x 0  удельные сопротивления, Ом/км.
Значение активного сопротивления на единицу длины определяется для
воздушных, кабельных и других линий при рабочей температуре
10 3
,
γS
где γ – удельная проводимость, м/(Ом  мм 2 ).
r0 
Так как чаще всего длительно допустимая температура проводников 65
или 70 С, то без существенной ошибки принимают
γ = 50 м/(Ом  мм 2 ) для медных проводов,
γ = 30 м/(Ом  мм 2 ) для алюминиевых проводов;
S – сечение проводника (одной жилы кабеля), мм 2
Значение индуктивного сопротивления на единицу длины с
достаточной точностью принимается равным
x 0  0,4 Ом/км для воздушных ЛЭП ВН;
x 0  0,8 Ом/км для кабельных ЛЭП ВН.

Потери напряжения в ЛЭП определяются из соотношения
ΔVЛЭП 
10 2
Pпер L ЛЭП (r0  x 0 tg ЛЭП ),
2
n ЛЭП VЛЭП
где
VЛЭП  потеря напряжения в одной ЛЭП, %;
Р ЛЭП  передаваемая по линии активная мощность, МВт;
L ЛЭП  протяженность ЛЭП, км;
r0 , x 0  активное и индуктивное сопротивления на единицу длины ЛЭП;
VЛЭП  напряжение передачи, кВ.
  Vпер ΔVЛЭП 10 2.
ΔVЛЭП
Примечания.
1.
Наибольшая допустимая потеря напряжения в ЛЭП ( Vдоп ) не
должна превышать 10 % от номинального значения.
2.
Приближенно потери активной мощности можно определять по
формуле
Р ЛЭП  0,03S ЛЭП .
В конце расчетно-практического задания пишется ответ, где
указывается

условное обозначение, допустимый ток, протяженность ЛЭП;

потери полной мощности ( SЛЭП );

потери напряжения( VЛЭП ).
Пример
Дано:
Sпер  139 МВ  А (из РПЗ  1)
Vпер  220 кВ (из РПЗ  1)
Марка провода — А
cos ЛЭП  0,85
Т М  4000 ч
S пер  139 МВ  А;
S ЛЭП  137 МВ  А;
Vпер  220 кВ
VЛЭП  220 кВ
РН
А–3×(3 × 120)
I доп  3  375 A
ΔS ЛЭП  2 МВ  А
Требуется:
ΔVЛЭП  4,3 % (9,46 кВ)

составить
L ЛЭП  100 км
структурную схему ЛЭП;
Рис. 1.2.1. Структурная схема ЛЭП

рассчитать и
выбрать проводники;

определить потери SЛЭП , VЛЭП .
Решение:

Составляется структурная схема ЛЭП, и наносятся данные
(рис. 1.2.1).

По экономической плотности тока определяется расчетное
сечение проводов и приводится к стандартному значению.
I м.р.
Sэк 
jэк
I м.р. 
365,2
 332 мм 2 ;
1,1

Sпер
3Vпер

139 10 3
 365,2 А;
11,73  220
jэк  F(Т м , Ал)  F(4000, Ал)  1,1 А/мм 2 .
По [5,с.71] выбирается для ВЛ наружной прокладки провод
А–3×(3 × 120), I доп  3  375 A.

Определяется оптимальная длина ЛЭП
L ЛЭП  (0,3...1)Vпер  (0,3...1)  220  66...220 км.
Принимается L ЛЭП  100 км.

Определяется сопротивление ЛЭП
R ЛЭП 
1
n ЛЭП
r0 L ЛЭП 
1
 0,28  100  9,3 Ом;
3
3
10
103
r0 

 0,28 Ом/км;
γS 30  120
γ Ал  30 м/(Ом  мм 2 );
X ЛЭП  x 0 L ЛЭП  0,4  100  40 Ом.

Определяются потери мощности в ЛЭП
2
ΔPЛЭП
 Sпер

n V
 ЛЭП пер
2

 R ЛЭП   139   9,3  0,4 МВт;

 3  220 

ΔQ ЛЭП
 Sпер

n V
 ЛЭП пер
2

 X ЛЭП   139   40  1,8 Мвар;

 3  220 

2
2
ΔS ЛЭП  ΔPЛЭП
 ΔQ 2ЛЭП  0,4 2  1,82  1,84 МВ  А.
Принимается ΔS ЛЭП  2, тогда с учетом потерь
S ЛЭП  Sпер  ΔS ЛЭП  139  2  137 МВ  А.

Определяются потери напряжения в ЛЭП
ΔVЛЭП
10 2

Р пер L ЛЭП (r0  x 0 tg ЛЭП ) 
2
n ЛЭП VЛЭП
10 2
118,2 100  (0,28  0,4  0,62)  4,3 %;
3  220 2
Pпер  Sпер cos ЛЭП  139  0,85  118,2 МВт.

При cos ЛЭП  0,85; tg ЛЭП  0,62
  Vпер ΔVЛЭП 102  220  4,3 102  9,46 кВ.
ΔVЛЭП
Ответ:
ВЛ — А–3×(3 × 120);
I доп  3  375 A; L ЛЭП  100 км; ΔS ЛЭП  2 МВ  А; ΔVЛЭП  4,3 %.
Таблица 1.2.1. Индивидуальные задания для РПЗ–2,3
РПЗ–2
РПЗ–3
ЛЭП
Потребитель 1
Потребитель 2
Вариант
марка cos
Т м ,ч Р1 , МВт V1 , кВ cos1 Р 2 , МВт
V2 , кВ cos2
ЛЭП
провода
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
1
АСКП
0,9 1000
63
6,3
0,8
25
35
0,95
2
АСК
0,85 1500 125
10 0,81
400
20
0,94
3
АС
0,8 2000 250
6,3 0,82
63
10
0,93
4
А
0,9 2500 200
35 0,83
80
6,3
0,92
5
АСКП 0,85 3000 200
6,3 0,84
40
35
0,91
6
АСК
0,8 3500 250
10 0,85
630
20
0,9
7
АС
0,9 4000 125
6,3 0,86
125
10
0,89
8
А
0,85 4500 250
35 0,87
80
6,3
0,88
9
АСКП
0,8 5000 125
6,3 0,88
63
35
0,87
10
АСК
0,9 5500 125
10 0,89
630
20
0,86
11
АС
0,85 6000
63
6,3
0,9
125
10
0,85
12
А
0,8 6500 125
35 0,91
80
6,3
0,84
13
АСКП
0,9 7000 200
6,3 0,92
80
35
0,83
14
АСК
0,85 7500 200
10 0,93
400
20
0,82
Продолжение табл. 1.2.1
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26
27
28
29
30
АС
А
АСКП
АСК
АС
А
АСКП
АСК
АС
А
АСКП
АСК
АС
А
АСКП
АСК
0,8
0,9
0,85
0,8
0,9
0,85
0,8
0,9
0,85
0,8
0,9
0,85
0,8
0,9
0,85
0,8
8000
7500
7000
6500
6000
5500
5000
4500
4000
3500
3000
2500
2000
1500
1000
4000
125
200
250
200
200
125
200
63
250
125
250
125
63
200
250
30
6,3
35
6,3
10
6,3
35
6,3
10
6,3
35
6.3
10
6,3
35
6,3
35
0,94
0,95
0,94
0,93
0,92
0,91
0,9
0,89
0,88
0,87
0,86
0,85
0,84
0,83
0,82
0,9
80
63
80
400
80
80
63
630
125
80
40
630
125
80
25
50
10
6,3
35
20
10
6,3
35
20
10
6,3
35
20
10
6,3
35
10
0,81
0,8
0,81
0,82
0,83
0,84
0,85
0,86
0,87
0,88
0,89
0,9
0,91
0,92
0,93
0,85