港陆150tLF技术方案0226.docx
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港陆150tLF技术方案0226
1.0项目说明
唐山港陆钢铁有限公司150吨钢包精炼炉须设SVC。
受电母线电压为35kV。
项目分两期进行,一期工程为1台150t钢包精炼炉(1#炉),炉变容量为28MVA;二期工程再上一台同容量的钢包精炼炉(2#炉)。
港西变电站设计最终规模为4台主变,1#、2#、3#主变为三相三线圈变压器,10KV及35KV侧采用单母线三分段接线方式。
4#主变为三相双线圈变压器,低压侧为35KV采用单母线接线方式。
港西变电站本期建设规模为1#、2#主变系统。
本期工程1#LF炉35KV由1#主变接带,二期工程1#LF炉35KV将由1#主变移到4#主变,与2#LF炉共同由4#主变接带。
2.0设计依据
2.1供电系统参数
供电系统短路参数短路参数详见下表:
表2.1:
短路电流计算结果一览表
短路点
主变运行方式
I”(KA)
ich(KA)
110KV母线
13.1
33.4
35KV母线
三台主变分裂运行
12.59
32.1
4#主变分裂运行
8.04
20.48
10KV母线
三台主变分裂运行
21.39
54.55
2.2主变参数
1#、2#、(3#本期不上)主变
型号:
SFSZ9-50000/110
容量:
50000KVA
电压比:
110±8×1.25%/36.75/10.5KV
容量比:
50MVA/50MVA/50MVA
阻抗参数:
x12%=10.5,x13%=17.5,x23%=6.5
布置方式:
户外布置
各套管采用防污型,泄漏比距不小于3.1cm/kv
4#主变(本期不上)
型号:
SFSZ9-50000/110
容量:
50000KVA
电压比:
110±8×1.25%/36.75KV
容量比:
50MVA/50MVA
阻抗参数:
x%=10.5
布置方式:
户外布置
各套管采用防污型,泄漏比距不小于3.1cm/kv
2.3负荷参数
需方提供的用电负荷参数如表2.3a所示,突显数字未提供,为经验值。
表2.3a:
电弧炉电气参数表
设备名称
1#精炼炉
2#精炼炉
电炉变压器容量(MVA)
28
28
电炉变压器一次电压(kV)
35
35
炉变二次恒功率最高电压(kV)
0.425
0.425
炉变二次恒电流最高电压(kV)
0.395
0.395
计算使用的炉变二次电压(kV)
0.41
0.41
炉变二次最高电压对应的短路电压(%)
8
8
计算使用的炉变短路电压(%)
8.4
8.4
短网阻抗实部(mΩ)
0.82
0.82
短网阻抗虚部(j.mΩ)
3
3
自然功率因数计算值
0.812
0.812
额定有功P(MW)
22.73
22.73
额定无功Q(MVAr)
16.36
16.36
2.4使用环境条件:
气象条件:
冬天最冷月份平均最低气温-5.7C
夏天最热月份平均最高气温25.5C
最高气温记录38.9C
最低气温记录-21C
最冷月份平均湿度50%
最热月份平均湿度79%
年平均降雨量633.1mm
一天最大降雨量132.7mm
冬天月平均气压768mmHg
夏天月平均气压752mmHg
年平均值2.4m/s
最大月份平均值3.1m/s
最大风速记录21m/s
主导风向东南
夏天东风
冬天西北
日照总时间2657.3h
最大降雪厚度220mm
海拔高度3~4m
地震数据:
抗震强度里氏8级
抗震设防烈度8度
抗震基本加速度0.29g
2.5设计遵循的标准
GB11920—89《电站电气部分集中控制装置通用技术条件》
GB50227《并联电容器装置设计规范》
GB3983.2《高压并联电容器》
GB5316《串联电抗器》
GB1985—89《交流高压隔离开关和接地开关》
GB/1032—2000《交流无间隙金属氧化物避雷器》
GB3ll.1—1997《高压输变电设备的绝缘配合》
GB5582《高压电力设备外绝缘污秽等级》
GB11022《高压开关设备通用技术条件》
GB1985《交流高压隔离开关和接地开关》
GB5273《变压器、高压电器和套管的接线端子》
GB775《绝缘子试验方法》
GB/T4109《高压套管技术条件》
GB/T14549—1993《电能质量公用电网谐波》
GB14285—93《继电保护和安全自动装置技术规程》
GB/T12325—2008《电能质量供电电压偏差》
GB/T12326—2008《电能质量电压波动和闪变》
GB/T15543—2008《电能质量三相电压不平衡》
GB/T15945—2008《电能质量电力系统频率偏差》
GB/T20298—2006《静止无功补偿装置(SVC)功能特性》
DL/T1010.1—2006《高压静止无功补偿装置》第1部分系统设计
DL/T1010.2—2006《高压静止无功补偿装置》第2部分晶闸管阀的试验
DL/T1010.3—2006《高压静止无功补偿装置》第3部分控制系统
DL/T1010.4—2006《高压静止无功补偿装置》第4部分现场试验
DL/T1010.5—2006《高压静止无功补偿装置》第5部分密闭式水冷却装置
3.0技术指标限值
3.1注入PCC的谐波电流限值
根据国家标准GB/T14549《电能质量—公共电网谐波》,基准容量下注入公共连接点的谐波电流允许值表3.1b第二列所示。
由于考核点最小短路容量不同于基准容量,应按下式进行换算:
Ih=Ihp*Sk1/Sk2
式中:
Ih-折算后的谐波电流;
Ihp-基准短路容量下的谐波电流;
Sk1-公共连接点的最小短路容量;
Sk2-基准短路容量。
单个用户注入公共连接点的谐波允许值为:
Ihi=Ih*(Si/St)1/α
式中:
Ihi-第i个用户的谐波电流允许值;
Si-第i个用户的协议用电容量:
St-公共连接点的总供电容量;
α-相位叠加系数,按表3.1a取值。
折算后的注入公共连接点的谐波电流限值如表3.1b的第三列所示:
表3.1a:
相位叠加系数
h
3
5
7
11
13
9,>13,偶次
α
1.1
1.2
1.4
1.8
1.9
2
表3.1b:
110kV考核点的谐波电流允许值:
Si/St=0.25
谐波
次数
基准短路容量750MVA
的谐波电流限值(A)
按实际容量2495MVA折算后的谐波电流限值(A)
2
12
19.96
3
9.6
9.06
4
6
9.98
5
9.6
10.06
6
4
6.65
7
6.8
8.40
8
3
4.99
9
3.2
5.32
10
2.4
3.99
11
4.3
6.62
12
2
3.33
13
3.7
5.93
14
1.7
2.83
15
1.9
3.16
16
1.5
2.50
17
2.8
4.66
18
1.3
2.16
19
2.5
4.16
20
1.2
2.00
21
1.4
2.33
22
1.1
1.83
23
2.1
3.49
24
1
1.66
25
1.9
3.16
3.2谐波电压含有率与畸变率限值
PCC点的谐波电压含有率与畸变率限值如表3.2所示:
表3.2:
110kV考核点的谐波电压允许值
电网标称
电压(kV)
电压总谐波
畸变率(%)
谐波电压含有率(%)
奇次
偶次
110
2
1.6
0.8
执行标准:
GB/T14549—1993《电能质量公用电网谐波》
3.3电压波动限值
PCC点的电压波动限值如表3.3所示:
表3.3:
电压波动限值
r/(次/h)
d(%)
LV、MV
HV
r≤1
4
3
1<r≤10
3*
2.5*
10<r≤100
2
1.5
100<r≤1000
1.25
1
随机电压波动,如电弧炉,表中由“*”的值为其限值;
220kV以上的超高压系统参照高压(HV)系统执行。
标准:
GB/T12326—2008《电能质量电压波动和闪变》
3.4长时闪变限值
根据国家标准GB12326-2008《电能质量—电压波动和闪变》,电力系统公共连接点,在系统正常运行的较小方式下,长时闪变限值如表3.4a所示。
对于单个用户的闪变限值应按下面方法进行折算:
首先求出接于PCC点的全部负荷产生闪变的总限值G:
G=(Lp^3-T^3*Lh^3)^(1/3)
式中:
Lp—PCC点对应电压等级的长时闪变限值;
Lh—上一电压等级的长时闪变限值;
T—上一电压等级对下一电压等级的闪变传递系数,推荐0.8,不考虑超高压(U>230kV)对下级系统的的传递。
单个用户闪变限值Ei为:
Ei=G*(Si/St/F)^(1/3)
式中:
F—波动负荷的同时系数,典型值为0.2-0.3,但必须满足Si/F≤St。
折算后的单个用户限值如表3.4b所示。
表3.4a:
公共连接点长时闪变限值Plt
≤110kV
>110kV
1
0.8
标准:
GB/T12326—2008《电能质量电压波动和闪变》
表3.4b:
单个用户长时闪变限值计算表
PCC点的长时闪变限值Lp
1
上一电压等级的长时闪变限值Lh
0.8
传递系数T
0.8
PCC点的负荷长时闪变限值G
G=(Lp^3-T^3*Lh^3)^(1/3)=0.9
协议分配系数Si/St
0.25
波动负荷同时系数F
0.28
单个用户闪变限值Ei
Ei=G*(Si/St/F)^(1/3)=0.88
3.5负序电压不平衡限值
负序电压不平衡限值如表3.5所示:
表3.5负序电压不平衡度限值
PCC点
电网正常运行时
短时
2%
4%
单个用户
电网正常运行时
短时
1.3%
2.6%
标准:
GB/T15543—2008《电能质量三相电压不平衡》
4.0不采取治理措施时的电能质量评估
辽宁立德电力电子公司是专业从事电网污染治理的企业,根据我们多年的对同类负荷的测试数据并结合国内外的相关资料和仿真计算,对需方负荷产生的谐波、负荷冲击以及冲击带来的电压波动等等一系列不利影响进行评估。
4.1谐波电流评估
根据我们对同类负荷的测试数据,结合国内外资料,对治理前每台电炉的谐波发生量进行了评估,并按照下面的谐波叠加公式对母线上的所有电炉产生的谐波进行叠加计算。
谐波合成公式:
Ih=(Ih1^2+Ih2^2+k*Ih1*Ih2)^0.5
式中,k的取值如表4.1a所示,评估结果如表4.1b所示:
表4.1a:
k的取值
谐波次数
3
5
7
11
13
9,>13,偶次
k
1.62
1.28
0.72
0.18
0.08
0
表4.1b:
不采取治理措施时的谐波电流评估(A)
设备名称
1#炉
2#炉
合成谐波电流
容量(MVA)
28
28
35kV侧
110kV侧
2次谐波
13.9
13.9
19.6
6.2
3次谐波
18.5
18.5
35.2
11.2
4次谐波
6.9
6.9
9.8
3.1
5次谐波
17.2
17.2
32.3
10.3
6次谐波
3.0
3.0
4.2
1.4
7次谐波
7.2
7.2
11.8
3.8
8次谐波
1.2
1.2
1.6
0.5
9次谐波
0.7
0.7
1.0
0.3
10次谐波
0.5
0.5
0.7
0.2
11次谐波
0.5
0.5
0.7
0.2
5.0治理方案
5.1SVC容量的确定
由于本项目分为两期工程实施,因而,考虑SVC容量时应兼顾一、二期工程。
经过认真的仿真计算和技术经济比较,我们确定SVC容量为22MVAr。
仿真计算结果详见下表:
表5.1a:
一台炉负荷最大冲击时的仿真计算(SVC输出22MVAr)
模
模
角(°)
实部
虚部j
系统电压源电压Uss(kV)
110
0
110
0
系统电压源送出的功率
Sss(MVA)
23.84
14.0
23.14
5.75
系统电压源的功率因数
感性0.97
主变供电侧母线电压U2(kV)
109.63
-0.5
109.62
-0.98
主变供电侧电流I2(kA)
0.13
-14.0
0.12
-0.03
主变供电侧功率S2(MVA)
23.76
13.4
23.11
5.52
主变供电侧功率因数cosφ2
感性0.97
主变用电侧母线电压U3(kV)
34.35
-3.3
34.30
-1.96
主变用电侧电流I3(kA)
0.39
-14.0
0.38
-0.09
主变用电侧功率S3(MVA)
23.40
10.7
22.99
4.34
主变用电侧功率因数cosφ3
感性0.98
1#炉变电流Itf1(kA)
0.58
-51.3
0.36
-0.45
1#炉变功率Stf1(MVA)
34.36
48.0
22.99
25.53
1#炉变功率因数
感性0.67
1#炉电弧相电压(V)
112.09
-51.3
70.12
-87.46
1#炉电弧电流(kA)
49.29
-51.3
30.83
-38.46
表5.1b:
一台炉额定运行时的仿真计算(SVC输出16.6MVAr)
模
模
角(°)
实部
虚部j
系统电压源电压Uss(kV)
110
0
110
0
系统电压源送出的功率
Sss(MVA)
22.66
3.2
22.62
1.28
系统电压源的功率因数
感性1
主变供电侧母线电压U2(kV)
109.83
-0.5
109.82
-0.98
主变供电侧电流I2(kA)
0.12
-3.2
0.12
-0.01
主变供电侧功率S2(MVA)
22.62
2.7
22.60
1.07
主变供电侧功率因数cosφ2
感性1
主变用电侧母线电压U3(kV)
34.75
-3.2
34.69
-1.96
主变用电侧电流I3(kA)
0.37
-3.2
0.37
-0.02
主变用电侧功率S3(MVA)
22.49
0.0
22.49
0.00
主变用电侧功率因数cosφ3
感性1
1#炉变电流Itf1(kA)
0.46
-39.2
0.36
-0.29
1#炉变功率Stf1(MVA)
27.80
36.0
22.49
16.34
1#炉变功率因数
感性0.81
1#炉电弧相电压(V)
155.42
-39.2
120.39
-98.30
1#炉电弧电流(kA)
39.43
-39.2
30.54
-24.94
表5.1c:
两台炉额定运行时的仿真计算(SVC输出22MVAr)
模
模
角(°)
实部
虚部j
系统电压源电压Uss(kV)
110
0
110
0
系统电压源送出的功率
Sss(MVA)
46.21
23.1
42.50
18.15
系统电压源的功率因数
感性0.92
主变供电侧母线电压U2(kV)
108.99
-0.9
108.98
-1.76
主变供电侧电流I2(kA)
0.24
-23.1
0.22
-0.10
主变供电侧功率S2(MVA)
45.79
22.2
42.39
17.30
主变供电侧功率因数cosφ2
感性0.93
主变用电侧母线电压U3(kV)
33.24
-6.1
33.05
-3.54
主变用电侧电流I3(kA)
0.76
-23.1
0.70
-0.30
主变用电侧功率S3(MVA)
43.88
17.0
41.96
12.84
主变用电侧功率因数cosφ3
感性0.96
1#炉变电流Itf1(kA)
0.46
-44.0
0.33
-0.32
1#炉变功率Stf1(MVA)
26.59
37.9
20.98
16.34
1#炉变功率因数
感性0.79
1#炉电弧相电压(V)
142.66
-44.0
102.56
-99.16
1#炉电弧电流(kA)
39.43
-44.0
28.35
-27.41
2#炉变电流Itf2(kA)
0.46
-44.0
0.33
-0.32
2#炉变功率Stf2(MVA)
26.59
37.9
20.98
16.34
2#炉变功率因数
感性0.79
2#炉电弧相电压(V)
142.66
-44.0
102.56
-99.16
2#炉电弧电流(kA)
39.43
-44.0
28.35
-27.41
从上述计算可见:
一台炉运行时,冲击瞬间SVC输出最大值22MVAr,35kV母线电压降低1.86%,110kVPCC功率因数为0.97;额定运行时,SVC输出16.6MVAr,35kV母线电压降低0.71%,110kVPCC功率因数近似等于1。
两台炉同时额定运行时,SVC输出最大值22MVAr,35kV母线电压降低5%,110kVPCC功率为0.93。
主变一次侧电流240A(额定电流262),补偿后主变不过载,整个系统可以安全运行,PCC功率因数也满足要求。
因此确定SVC补偿容量为22MVAr是即经济又合理的。
5.2TCR设计
TCR各元件的选择详见表5.2a—5.2c。
TCR不同触发角的基波与谐波电流如表5.2d和表5.2e所示。
表5.2a:
晶闸管选择
晶闸管额定
电流(A)
晶闸管
额定电压(V)
晶闸管
数量
电流
裕度
电压
裕度
470
4200
216
5.5
2.9
表5.2b:
阀组最大损耗及水冷装置容量确定
开通角(°)
110.0
TCR全通电流有效值(A)
365.6
晶闸管通态平均电流(A)
85.9
晶闸管电流有效值(A)
152.0
晶闸管闭锁时的电压(V)
22866
晶闸管门槛电压(V)
1
斜率电阻(mΩ)
1.5
晶闸管通态损耗(kW)
26.2
晶闸管开通损耗(kW)
2.2
晶闸管关断损耗(kW)
12.9
均压吸收回路损耗(kW)
39.5
阀组总损耗ΣP(kW)
80.7
水冷装置容量(kW)
100
表5.2c:
相控电抗器参数
额定工作电压(kV)
35
最高工作电压(kV)
40.5
额定基波相电流(A)
209.52
最大基波相电流(A)
242.45
谐波相电流(A)
48
开通角(°)
110
每相基波感抗(Ω)
95.75
每相电感(mH)
304.77
表5.2d:
TCR对称运行相电流中的基波和谐波电流有效值
SVC输出(Q/Qmax)
0%
10%
20%
30%
40%
50%
触发角α(°)
110.0
113.0
116.1
119.4
122.9
126.7
基波电流(A)
209.5
188.6
167.6
146.6
125.7
104.7
3次谐波电流(A)
44.0
47.3
49.4
50.4
49.9
47.8
5次谐波电流(A)
18.2
16.8
14.4
10.8
6.4
1.3
7次谐波电流(A)
6.2
3.4
0.2
3.1
5.8
7.4
9次谐波电流(A)
0.2
2.2
4.1
5.0
4.5
2.6
11次谐波电流(A)
2.3
3.4
3.4
2.2
0.1
2.0
13次谐波电流(A)
2.6
2.3
1.0
0.8
2.1
2.0
15次谐波电流(A)
1.7
0.6
0.9
1.8
1.3
0.2
17次谐波电流(A)
0.5
0.7
1.4
0.9
0.4
1.3
19次谐波电流(A)
0.4
1.2
0.8
0.3
1.1
0.4
21次谐波电流(A)
0.9
0.8
0.1
0.9
0.5
0.6
23次谐波电流(A)
0.8
0.2
0.7
0.5
0.4
0.6
25次谐波电流(A)
0.5
0.4
0.6
0.2
0.6
0.2
谐波电流叠加值
48.2
50.5
51.8
51.9
50.9
48.5
基波与谐波电流叠加值
215.0
195.2
175.4
155.6
135.6
115.4
续表5.2d:
TCR对称运行相电流中的基波和谐波电流有效值
SVC输出(Q/Qmax)
60%
70%
80%
90%
100%
最大
电流
触发角α(°)
131.0
135.9
141.8
150.1
165.0
基波电流(A)
83.8
62.8
41.9
20.9
2.7
209.5
3次谐波电流(A)
43.8
37.6
28.8
16.7
2.6
50.4
5次谐波电流(A)
3.9
8.4
11.2
10.1
2.3
18.2
7次谐波电流(A)
7.3
5.0
0.8
3.6
1.9
7.4
9次谐波电流(A)
0.3
3.0
3.6
0.5
1.5
5.0
11次谐波电流(A)
2.9
1.8
1.0
1.8
1.1
3.4
13次谐波电流(A)
0.4
1.5
1.3
1.1
0.6
2.6
15
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