Выбор схем электрических соединений и оборудования подстанции ГЭС и промежуточной подстанции
Технико-экономическое сравнение вариантов выполнения электропередачи и выбор целесообразного
Расчёт основных рабочих режимов электропередачи
Режим наименьшей передаваемой мощности
Тыс. руб
Послеаварийный режим
Синхронизационные режимы передачи
Синхронизация на шинах передающей станции
Навигация
Выбор схем электрических соединений и оборудования подстанции ГЭС и промежуточной подстанции
Выбор основных параметров и анализ режимов электропередачи
32953
знака
3
таблицы
9
изображений
1.3 Выбор схем электрических соединений и оборудования подстанции ГЭС и промежуточной подстанции
Натуральная мощность одной цепи линии 220 кВ равна 135 МВт, исходя из этого найдем примерное количество линий 220 кВ: РПС = 350 МВт, следовательно n = РПС / 135 = 2,6, следовательно, количество линий 220 кВ к потребителям равно 3 шт.
Предполагаем, что во всех вариантах потребители промежуточной подстанции должны получать питание по 3 линиям 220 кВ.
СХЕМА 1
Вследствие отсутствия значительного потребления энергии в районе сооружения ГЭС и ограниченности площадки для сооружения ОРУ, применяем блочное соединение генераторов и повышающих трансформаторов. При этом необходимо учесть, что мощность одного блока не должна превышать мощности оперативного резерва в приёмной системе (PРЕЗ = 200 МВт), поэтому выбираем 5 гидрогенераторов СВ – 855/235–32 [1, табл. 5.3]. Параметры:
PНОМ = 150 МВт; cosφ = 0,9; QНОМ = 72 МВАр; UНОМ = 13,8 кВ, Xd = 1,0 о.е.
Суммарная мощность генераторов ГЭС: РSГЕН. = 150×5 = 750 МВт. Считаем, что 750 – 700 = 50 МВт идут на покрытие собственных нужд станции и питание местной нагрузки (либо генераторы немного недогружены).
Один гидрогенератор будет подключаться к одному блочному трансформатору, тогда 
МВА. Выбираем блочный трансформатор типа ТДЦ – 2000000/330 [1, табл. 5.19]. Параметры:
SНОМ = 200 МВА; UНОМ ВН = 347 кВ; UНОМ НН = 13,8 кВ; UК = 11%; ΔPК = 560 кВт; ΔPХ = 220 кВт; RТ = 1,68 Ом; XТ = 66,2 Ом.
При числе присоединений равном 7 (2×ВЛ 330 кВ и 5×БТ) и напряжении 330 кВ согласно [1, табл. 4.4] выбираем полуторную схему ОРУ ВН ГЭС (рис. 2).
Рис. 2. Схема электрических соединений ГЭС
Промежуточная подстанция будет иметь 2 ОРУ: 330 кВ и 220 кВ. Выберем схемы для всех ОРУ согласно [1, табл. 4.4]:
– ОРУ 330 кВ: количество присоединений = 5 (3×ВЛ 330 кВ + 2×АТ 330/220). Выбираем схему «трансформаторы – шины с присоединением линий через 2 выключателя»
– ОРУ 220 кВ: количество линий 220 кВ равно: 
шт., количество присоединений = 5 (3×ВЛ 220 кВ + 2×АТ 330/220). Выбираем схему «одна секционированная система шин с обходной с отдельными секционным и обходным выключателями». Схема ОРУ 220 кВ представлена на рис. 3.
Рис. 3. Схема ОРУ 220 кВ промежуточной подстанции
Выбор автотрансформаторов 330/220 кВ:
МВА.
Выбираем 2 трехфазных автотрансформатора типа АТДЦТН – 240000/330/220. С учетом того, что у нас нет графиков нагрузок трансформаторов и в настоящее время кратковременная перегрузка трансформаторов доходит до 60–70%, выбираем автотрансформатор меньшей мощности – 240 МВА, чем расчетная – 255,1 МВА.
Рис. 4. Схема электрических соединений промежуточной подстанции
СХЕМА 2
Генераторы будут такими же, как и в варианте схемы №1 (СВ – 855/235–32), но, поскольку ОРУ ВН ГЭС в этом варианте имеет номинальное напряжение 500 кВ, то выберем блочные трансформаторы типа ТДЦ – 250000/500 [1, табл. 5.21]. Параметры:
SНОМ = 250 МВА; UНОМ ВН = 525 кВ; UНОМ НН = 15,75 кВ; UК = 13%; ΔPК = 600 кВт; ΔPХ = 250 кВт; RТ = 2,65 Ом; XТ = 143 Ом.
При числе присоединений равном 6 (1×ВЛ 500 кВ и 5×БТ) и напряжении 500 кВ согласно [1, табл. 4.4] выбираем полуторную схему ОРУ ВН ГЭС (рис. 5).
Рис. 5. Схема электрических соединений ГЭС
Поскольку номинальные напряжения участков электропередачи в этом варианте не совпадают, то промежуточная подстанция будет иметь 3 ОРУ: 500 кВ, 330 кВ и 220 кВ. Выберем схемы для всех ОРУ согласно [1, табл. 4.4]:
– ОРУ 500 кВ: количество присоединений = 5 (1×ВЛ 500 кВ + 2×АТ 500/330 + 2×АТ 500/220). Выбираем схему «трансформаторы – шины с полуторным присоединением линий»
– ОРУ 330 кВ: количество присоединений = 3 (1×ВЛ 330 кВ + 2×АТ 500/330).
«трансформаторы – шины с присоединением линий через два выключателя»
– ОРУ 220 кВ: количество присоединений = 5 (3×ВЛ 220 кВ + 2×АТ 500/220). Выбираем схему «одна секционированная система шин с обходной с отдельными секционным и обходным выключателем».
Схема ОРУ 220 кВ такая же как и в варианте 1 (рис. 3)
Выбор автотрансформаторов 500/330 кВ:
МВА.
Выбираем 2 группы однофазных автотрансформаторов типа АОДЦТН – 167000/500/330.
Выбор автотрансформаторов 500/220 кВ:
МВА.
Выбираем 2 группы однофазных автотрансформаторов типа АОДЦТН – 167000/500/220.
Схема электрических соединений промежуточной подстанции представлена на рис. 4.
Рис. 4. Схема электрических соединений промежуточной подстанции
Похожие работы
... ;U2/Xл1 – Р0)/Р0 =(525∙490/87 –1800)/1800 = 64,27 % kз2 = (Рпр2– Р0)/ Р0 =(U2∙Uсис/Xл2– Рсис)/Рсис=(490∙481,88/66,82 – 580)/580 = 509 % Рассчитанные основные рабочие режимы электропередачи требуют установки УПК 40%, двух синхронных компенсаторов типа КСВБ0-100-11, одной группы реакторов 3∙РОДЦ – 60 в начале линии 1 и трёх групп реакторов 3∙РОДЦ – 60 в начале ...
... luc – программа используется для разложения матрицы на треугольные сомножители; rluc – программа, которая отвечает за решение системы уравнений. 4. Разработка адаптивной системы управления режимами электропотребления 4.1 Функции автоматизированной системы Сбор, накопление и передача информации, характеризующей режим электропотребления комбината (информация о нагрузках). Сбор, накопление ...
... 2.6 Анализ режимов работы по группе скважин оборудованных УЭЦН Проведён анализ режимов работы по группе скважин. Коэффициент подачи установки в оптимальном режиме эксплуатации, рекомендуется 0,8-1,2. Таблица 9. Анализ режима работы скважин оборудованных УЭЦН № скв Тип УЭЦН Н Кпод Ндин Рпл Рзаб %в Qн Qв 934 УЭЦНA5-60-1200 1450 0,63 1385 157 50 88 75 73,3 936 УЭЦНA5 ...
... сети Экономическая оценка работы спроектированной системы тягового электроснабжения не может быть выполнена без оценки потерь электроэнергии в ее элементах. Потери электроэнергии в системе тягового электроснабжения складываются, в основном, из потерь в тяговой сети и потерь в трансформаторах. Ниже выполнен расчет этих потерь. В результате расчета получены: значения годовых потерь энергии в ...
0 комментариев