Расчет питающей электрической сети

ФГБОУ ВПО Дальневосточный государственный университет путей сообщения.

КУРСОВОЙ ПРОЕКТ НА ТЕМУ: «Расчет питающей электрической сети»

Содержание Введение

1. Выбор расчетных режимов и определение расчётной мощности наиболее загруженной обмотки трансформатора

1.1 Выбор расчетных режимов питающей электрической сети

1.2 Определение мощности потребителей на шинах электростанции

1.3 Определение нагрузок потребителей подстанций b и с

1.4 Определение мощностей потребителей на шинах тяговой подстанции a

2. Выбор количества и типа трансформаторов подстанций

2.1 Выбор количества трансформаторов

2.2 Определение мощности трансформатора подстанции

3. Определение приведенных нагрузок подстанций

3.1 Определение параметров схемы замещения трансформатора

3.2 Определение приведенных нагрузок подстанций

4. Определение предварительного распределения мощности в сети

5. Определение сечений и выбор проводников линии электропередачи

5.1 Определение сечения проводника по экономической плотности тока

5.2 Проверка по условиям коронирования

5.3 Проверка по условию нагрева длительным рабочим током в послеаварийном режиме

6. Определение расчетных нагрузок подстанций

6.1 Определение параметров схемы замещения ЛЭП

6.2 Определение расчетной нагрузки

7. Уточнение распределения мощностей в сети для расчетных режимов с учетом потерь мощности

7.1 Распределение мощностей с учетом потерь активной и реактивной мощностей

8. Определение напряжения на шинах подстанций

8.1 Определение напряжений источника в расчетном режиме

8.2 Определение напряжения на шинах ВН подстанций

8.3 Определение напряжения на шинах потребителей приведенное к шинам высокого напряжения

9. Выбор рабочих ответвлений трансформаторов подстанций

9.1 Выбор рабочих ответвлений для потребителей на шинах НН

9.2 Выбор рабочих ответвлений для потребителей на шинах СН

10. Определение себестоимости электрической энергии Список литературы

Введение

В данном курсовом проекте рассчитана заданная питающая линия, питающая потребителей, как тяговых, так и не тяговых, заданных своими максимальными активными мощностями. Для линии рассчитаны следующие параметры:

количество и тип трансформаторов подстанции;

сечение проводников ЛЭП;

определение потокораспределения мощностей;

напряжения на шинах потребителей;

себестоимость передаваемой электрической энергии.

1. Выбор расчетных режимов и определение расчётной мощности наиболее загруженной обмотки трансформатора

1.1 Выбор расчетных режимов питающей электрической сети

В данном курсовом проекте рассматривается три основных режима работы электрической сети:

нормальный установившийся режим максимальных нагрузок (P_НБ);

нормальный установившийся режим минимальных нагрузок (P_НМ = P_НБ· 0,3);

послеаварийный режим (P_ПАВ = P_НБ).

В первых двух режимах параметры системы близки к номинальным значениям или отклоняются на величину, соответствующую нормативным документам. Третий режим — наступает после локализации аварии, главное для него обеспечить требуемую надежность работы сети и бесперебойное электроснабжение потребителей I и II категорий. При нормальном установившемся режиме в работе находятся все трансформаторы подстанций и работают все генераторы электростанций.

При нормальном установившемся режиме минимальных нагрузок на подстанциях работают все трансформаторы. Число генераторов берется таким же, как и в нормальном режиме. Схема питания также кольцевая.

Режим послеаварийный возникает после отключения головного участка ЛЭП, по которому протекает наибольшая мощность. В работе находятся все трансформаторы потребителей и все генераторы электростанции.

1.2 Определение мощности потребителей на шинах электростанции

Активная мощность (МВт) и реактивная мощность (МВАр) в режиме наибольших нагрузок на генераторных шинах электростанции (на стороне НН) определяется по следующей формуле

Где

P_Г — суммарная активная мощность N_Г работающих генераторов, МВт;

Q_Г — суммарная реактивная мощность N_Г работающих генераторов, МВАр;

P_СОБ — активная мощность собственных нужд станции, МВт;

Q_СОБ — реактивная мощность собственных нужд станции, МВАр;

P_{НАГР.НН.В} — активная мощность нагрузки на шинах НН электростанции, МВт;

Q_{НАГР.НН.В} — реактивная мощность нагрузки на шинах НН электростанции, МВАр;

Активную и реактивную мощность N_Г работающих генераторов, а также мощность собственных нужд электростанции определяются на основе исходных данных по формулам

Где S_НГ — полная номинальная мощность одного генератора, для заданного типа генератора принимается по [4];

cos_Г — номинальный коэффициент мощности генератора по.

По для генератора типа CB 430/210−14 P_НГ = 55 МВт Q_НГ= 41.3 МВАр, cos_Г = 0.8.

Тогда по (3) получаем

Реактивная мощность определяется аналогично по (4):

Активная и реактивная мощность собственных нужд определяется по формулам

Где S_СОБ — мощность собственных нужд станции, %;

.

Следовательно, по формулам (1) и (2) получаем для режима максимальной нагрузки

МВАр,

Реактивная мощность на шинах СН электростанции В по формуле аналогичной (7)

.

Определяем мощность на шинах ВН электростанции A по формулам

Для режима минимальных нагрузок формулы аналогичны, но мощности нагрузок берутся в размере 30% от максимальных и число работающих генераторов N_Г = 1.

Для послеаварийного режима мощности нагрузок равны мощностям в режиме максимальных нагрузок. Результаты расчетов для режимов приведены в таблице № 1.

1.3 Определение нагрузок потребителей подстанции a

Мощности потребителей на шинах подстанции c можно определить по формулам аналогичным (1)-(9).Результаты приведены в таблице 1.

1.4 Определение мощностей потребителей на шинах тяговых подстанций a и b

Мощность потребителей на шинах 27.5 кВ в режиме наибольших нагрузок рассчитывается по формулам

Где — коэффициент, учитывающий неравномерность загрузки фаз и обмоток трансформаторов; при значении районной нагрузки до 30% тяговой =1,15; свыше 30% - = 1,1;

P'_СР.Н.М. Р" _СР.Н.М — среднесуточная активная мощность опережающего и отстающего плеч питания тяговой подстанции в месяц интенсивного движения, МВт;

Q'_СР.Н.М Q" _СР.Н.М — среднесуточная реактивная мощность опережающего и отстающего плеч питания тяговой подстанции в месяц интенсивного движения, МВАр;

k'_М k" _М — коэффициенты, учитывающие допустимую по условиям износа изоляции обмоток трансформатора нагрузки подстанций, выбираются по [3]: k" _M = 1,55; k'_M = 1,45.

Реактивные мощности на шинах тягового электроснабжения определяем по формуле (7)

МВАр;

МВАр.

следовательно = 1.15.

Тогда по (9) и (10) получаем

Мощность на стороне ВН можно определить по формуле

МВт;

МВАр.

Где — коэффициент, учитывающий несовпадение районной и тяговой нагрузок, = 0,9

МВт;

МВАр.

Данные всех расчетов сведены в таблице № 1

Таблица № 1 Мощности нагрузок на шинах подстанций в расчетных режимах

2. Выбор количества и типа трансформаторов подстанций

2.1 Выбор количества трансформаторов

Число трансформаторов подстанций определяется категориями потребителей, присоединенных к шинам подстанции. При питании потребителей I категории трансформаторов должно быть не менее двух.

2.2 Определение мощности трансформатора подстанции

Тип трансформатора подстанции определяется классом напряжения сети, потребителей, мощностью потребителей.

Мощность трансформатора определяется по формуле

МВА

Где S_НБ — расчетная мощность трансформатора, МВА.

n_T — количество трансформаторов подстанции.

Для электростанции B:

МВА;

МВА.

Принимаем к установке трансформатор ТДТНЖ 40 000/110, S_НОМ.Т =40 МВА.

Коэффициент загрузки трансформатора определяется по формуле

Для остальных подстанций условие выбора:

Данные выбранных трансформаторов по приведены в таблице № 2.1

Таблица № 2.1 — Данные трансформаторов подстанций

3. Определение приведенных нагрузок подстанций

3.1 Определение параметров схемы замещения трансформатора

Под приведенной нагрузкой подстанции понимается нагрузка на шинах ВН с учетом потери мощности в трансформаторах.

Для расчета потерь мощности составляем «Г» — образную схему замещения трансформатора, расчет ведется по методике изложенной в.

Рис. 3.1 «Г" — образная схема замещения трехобмоточного трансформатора.

Активные сопротивления в схеме замещения определяются по формуле

Ом.

Индуктивные сопротивления в схеме замещения определяются:

Ом;

Ом;

Ом.

Активная и индуктивные проводимости могут быть определены по формулам

См;

См.

Пример расчета для подстанции A

Ом ;

Ом;

Ом;

Ом;

См;

См.

Результаты расчетов для подстанций сведены в таблице № 3

Таблица № 3.1. Параметры схемы замещения

3.2 Определение приведенных нагрузок подстанций

Потери мощности в звене схемы замещения определяются мощностью в конце звена (ветви). Потери активной мощности в звеньях а-2 и а-3 можно определить по формулам

МВт;

МВт;

МВАр.

Мощность в начале звеньев а-2 и а-3 или мощность в конце звена а-1 определяется по формуле

МВт ;

МВАр.

Потери в звене а-1 определяются по формуле

МВт ;

МВАр.

Мощность в начале звена а-1 (в точке b)

МВт ;

МВАр.

Потери мощности в поперечной ветви схемы замещения определяется по формуле

МВт ;

МВАр.

Следовательно, приведенная нагрузка подстанции, в точке с схемы замещения определяется по формуле

МВт ;

МВАр.

МВт.

Проведем расчет приведенной нагрузки подстанции A в режиме наибольших нагрузок.

МВт ;

МВАр;

МВт;

МВАр.

МВт

МВт;

МВАр.

МВт ;

МВАр;

МВт;

МВАр;

МВт;

МВАр;

МВА.

Результаты подобных расчетов для различных режимов и подстанций приведены в таблице № 3.2

Таблица № 3.2. Приведенные нагрузки подстанций

4. Определение предварительного распределения мощности в сети

Для нахождения предварительного распределения мощности составляем расчетную схему.

Рис. 4.1 Расчётная схема

Значение полной мощности на головных участках можно определить по формулам

МВА

МВА

Где L — общая длина ЛЭП, км;

l_Аi — расстояние от левого источника до подстанции, км.

Общая длина линии

L = l_A'_a + l_ab + l_bB + l_Bc + l_cA''

L = l_A'_a + l_ab + l_bB + l_Bc + l_cA''=62+57+50+48+39=256км.

Следовательно, мощность на головных участках по (11) и (12) равна

((29.825*(256−62)+65.487*(256−62−50)+59.262*(256−62−50−48)+26.708*(256−62−50−48−39)=87.608 МВА

· ((28.116*(256−62)+49.373*(256−62−50)+104.04*(256−62−50−48)+24.382*(256−62−50−48−39)=93,523МВар

=87,608+j93,523 МВА

Проверка баланса мощностей:

Баланс сошелся.

Мощности, протекающие по участкам можно определить по формулам

МВА;

МВА;

МВА;

=17.36+j11.892 МВА;

= -6.139-j21.756 МВА;

= 42.189+j51.272 МВА

Так как большая мощность на участке A’B, следовательно, для расчета послеаварийного режима отключаем этот головной участок. Расчеты для остальных режимов приведены в таблице № 4.1

Таблица № 4.1. Мощности участков линии

Режим максимальных нагрузок

Режим минимальных нагрузок

Послеаварийный режим

Рис. 4.2 Расчетные схемы распределения мощности по участкам

5. Определение сечений и выбор проводников линии электропередачи

Сечение проводника считаем одинаковым на всех участках, в этом случае необходимо определить токи для участков с одинаковым направлением мощности. Ток протекающий по участку ЛЭП определяется по формуле

А

Где S_НБ.i — модуль полной мощности на i-том участке ЛЭП, МВА.

По (16) находим токи на участках ЛЭП

А;

Аналогично находим токи на других участках ЛЭП для всех режимов. Результаты расчетов приведены в таблице № 5.1

Токи на участках ЛЭП для трёх режимов

Таблица № 5.1

5.1 Определение сечения проводника по экономической плотности тока

Выбор сечения на каждом участке ЛЭП осуществляем по экономической плотности тока

(17)

— выбирается с учетом конструкции материала, числа часов использования максимальной нагрузки. Значение определяется по табл. 5.1 [4]

Определим средневзвешенное число часов использования нагрузки электростанции B и силовой подстанции© и тяговых подстанций (а и b):

(18)

(19)

Примем время использования максимальной нагрузки на тягу ч/год.

Экономическая плотность тока для участков ЛЭП по табл. 7 [4]

По формуле (17) найдем сечение проводника каждого участка сети:

5.2 Проверка по условиям коронирования По условию коронирования для линии напряжением 110 кВ минимальное рекомендуемое сечение проводника 240. Принимаем на всех участках провод АС-120/19.

6. Определение расчетных нагрузок подстанций

6.1 Определение параметров схемы замещения ЛЭП Для определения параметров ЛЭП составляем «П» — образную схему замещения

Рис. 6.1."П" — образная схема замещения ЛЭП Для проектируемой линии выбираем в качестве промежуточной опору одноцепную, расположение проводов — треугольное, расстояния между фазами:

D₁₁=5000 mm;

D₁₂=5000 mm;

D₁₃=5000 mm.

Найдем среднегеометрическое расстояние между проводами:

(20)

мм.

Определим параметры схемы замещения ЛЭП:

(21)

(22)

(23)

Определим параметры линии для всех участков:

=4.036 Om;

=22.609 Om;

=1.904•10^-6 Om.

параметры участков ЛЭП запишем в таблицу 6.1.

Таблица № 6.1.

6.2 Определение расчетной нагрузки Расчетной нагрузкой называют суммарную мощность данной подстанции с учетом емкостной мощности, то есть мощности, генерируемой самой подстанцией (зарядная мощность).

Рис. 6.2. Схема

Рассчитаем зарядные мощности для участков ЛЭП:

(24)

МВАр,

МВАр,

0.093 МВАр,

0.089 МВАр,

0.072 МВАр.

Определим расчетные мощности всех подстанций для режима максимальных нагрузок.

(25)

где — активная и реактивная приведенные мощности подстанции а

59.171+j103.949 МВА,

65.484+j49.282 МВА МВА, МВА.

Для остальных режимов расчет ведем точно также, как и для режима максимальных нагрузок. Результаты расчетов приведены в таблице № 6.2.

Таблица № 6.2. Расчетные нагрузки подстанций в расчетных режимах

7. Уточнение распределения мощностей в сети для расчетных режимов с учетом потерь мощности Рис. 7.1. Схема распределения мощности Общее сопротивление линии:

(26)

MBA;

MBA.

Расчет остальных участков аналогичен формулам (13)-(15)

MBA;

MBA;

MBA.

Таблица № 7.1. Уточнение распреления мощностей в сети для расчетных режимов с учетом потерь мощности.

7.1 Распределение мощностей с учетом потерь активной и реактивной мощностей

(27)

кВт;

кВт;

кВАр;

кВАр.

МВт;

MBA;

МВт;

МВАр.

Режим минимальных нагрузок рассчитывается также как и режим максимальных нагрузок, приведенный выше.

Результаты расчетов представлены в таблице № 8 и на схеме распределения мощностей.

Таблица № 7.2. Уточненные мощности на участках ЛЭП

8. Определение напряжения на шинах понижающей подстанций

8.1 Определение напряжений источника в расчетном режиме Напряжение источника питания для расчетного режима определяется по формуле

кВ Где m — отклонение напряжения на шинах источника питания в расчетном режиме, берется из задания, %.

В режиме наибольших нагрузок и послеаварийном кВ.

В режиме наименьших нагрузок кВ.

8.2 Определение напряжения на шинах ВН подстанций Падение напряжения на участке ЛЭП определяется по формуле

кВ Где S_Л — сопряженный комплекс мощности передаваемой по линии (в начале участка ЛЭП), МВА;

U_Л — напряжение в начале линии, кВ.

Z_Л=R_Л + jX_Л, Ом.

Пример расчета для режима наибольших нагрузок:

Падение напряжения на участке A’a

кВ кВ Напряжение на шинах ВН подстанции c равно

U_b = U_ИП -ДU_Л.A'_b = 107.8 — (5.948+j29.336) =101.852 — j29.336 кВ

Данные расчетов приведены в таблице № 8.1.

Таблица № 8.1. Расчет напряжения на шинах ВН подстанций

8.3 Определение напряжения на шинах потребителей приведенное к шинам высокого напряжения Расчет ведется на основании схемы замещения (рис 2.). Определение падений напряжений в звеньях ведется по формулам, где вместо мощности линии берется мощность протекающая по звену трансформатора.

Пример расчета для подстанции b

кВ.

U_b = U_b — ДU_a-1.b =101.376+j162.085 кВ Падение напряжения в звеньях а-2 и а-3

кВ ;

кВ.

Следовательно, напряжение на нагрузках СН и НН приведенное к стороне ВН

U'_CH = U_НБ.b — ДU_НБ.а-2.b =100.9+j157.633 кВ

U'_НH = U_НБ.b — ДU_НБ.а-3.b = 100.9- j273.276 кВ.

Данные расчетов для остальных режимов и подстанций приведены в таблице № 8.2.

Таблица № 8.2. Напряжения на шинах потребителей

9. Выбор рабочих ответвлений трансформаторов подстанций Рис. 9.1. Г-образная схема замещения трехобмоточного трансформатора Все трансформаторы подстанций оборудованы устройствами РПН на стороне ВН и ПБВ на стороне СН. Диапазон регулирования указан в таблице 2.

Регулировка выполнятся по принципу встречного регулирования, который заключается в следующем [1,2]

в режиме наибольших нагрузок напряжение на шинах потребителей должно быть не менее 105% от номинального напряжения;

в режиме минимальных нагрузок напряжение должно быть не более номинального напряжения;

в послеаварийном режиме напряжения должно быть не менее номинального напряжения.

9.1 Определение рабочих напряжений на шинах НН трансформатора Вначале определяем коэффициенты трансформации по формуле

.

Желаемое значение напряжения определяется по выражению:

для режима наибольших нагрузок

U_НБ.Ж1.05*U_НОМ ;

для режима минимальных нагрузок

U_НМ.Ж1.0*U_НОМ ;

для после аварийного режима

U_НБ.Ж1.0*U_НОМ.

В соответствии с этими требованиями определяем желаемые коэффициенты трансформации по формулам

.

Результаты приведены в таблице № 9.1.

Таблица № 9.1. Результаты расчетов желаемых коэффициентов трансформации

Теперь определяем коэффициенты трансформации для каждого трансформатора подстанций (по данным таблицы 2) по формулам

Где — ступень регулирования устройства РПН трансформатора, ±=(±n)*Д для выбранных трансформаторов всех подстанций Д = 1,78% (Таблица 2);

Данные расчетов приведены в таблице № 9.2.

Таблица № 9.2. Коэффициенты трансформации

Действительное напряжение на шинах НН потребителей определяется по формуле

кВ.

Где K_T — ближайший к желаемому коэффициент трансформации (по таблице 18), в режиме наибольших нагрузок и после аварийном коэффициент берется ближайший меньший, а в режиме минимальных нагрузок ближайший больший.

Отклонение напряжения от желаемого определяется по формуле

%.

Результаты определения коэффициентов трансформаций, номеров отпаек, и отклонений приведены в таблице № 9.3.

Таблица № 9.3. Выбор рабочих ответвлений РПН

9.3 Выбор рабочих ответвлений для потребителей на шинах СН Коэффициенты трансформации, желаемые напряжения на шинах СН определяем по формулам аналогичным (41) и (42). Результаты расчетов представлены в таблице № 9.4.

Таблица № 9.4. Результаты расчетов коэффициентов трансформации

Коэффициенты трансформации определяем с учетом регулировки ПБВ на стороне СН, по формулам

Где ₁ — ступень регулирования устройства ПБВ трансформатора, % ;

.

Выбираем положение переключателя ответвлений СН наиболее удовлетворяющее трём режимам работы для каждой подстанции.

Таблица № 9.5. Выбор рабочих ответвлений ПБВ СН

Таблица № 9.6. Выбор рабочих ответвлений РПН

10. Определение себестоимости передачи относящейся к электрической сети Для определения себестоимости передачи электроэнергии необходимо найти издержки производства, отчисления на амортизацию и обслуживание оборудования подстанций и ЛЭП, стоимость электрических потерь.

Где — Доля амортизационных отчислений на обслуживания; для ЛЭП 110, 220 кВ

для оборудования подстанций

— Доля на обслуживание, текущий ремонт и эксплуатацию оборудования; для ЛЭП 110, 220 кВ, для оборудования станций ;

К — Капитальные затраты на строительство; для ЛЭП 110 кВ К=30 тыс. руб./км

=2494.967 МВт•ч.

трансформатор напряжение электропередача мощность Суммарные потери ЛЭП в режиме наибольших нагрузок

;

МВт•ч/год;

МВт•ч/год;

МВт•ч/год;

МВт•ч/год;

Себестоимость передачи электроэнергии в проектируемой сети:

руб/кВт•ч.

Список литературы

Караев Р. И., Волобринский С. Д., Ковалев И. Н. Электрические сети и энергосистемы/Учеб. для вузов ж.-д. трасп.- 3-е изд., перераб и доп. — М.: Транспорт, 1998. — 326с.

Справочник по проектированию электроснабжения, линий электропередачи и сетей / под редакцией Я. М. Большама, В. И. Круповича, М. Л. Самовера. — издание вторе переработанное и дополненное. — М.: Энергия 1974. — 696 с.

Справочник по проектированию электроэнергетических систем /В.В. Ершевич, А. Н. Зейлингер, Г. А. Илларионов и др.: Под ред. С. С. Рокотяна и И. М. Шапиро. — 3-е изд., перераб и доп. — М.: Энергоатомиздат, 1985. — 352с.

Электротехнический справочник: В 3 т. Т. 3. В 2 кн. Кн. 1. Производство и распределение электрической энергии. (под общ. ред. Профессоров МЭИ: И. Н. Орлова и др), 7-е изд. испр. и доп. — М: Энергоатомиздат, 1988. — 880 с.

Демина Л.С., Шалыгин К. Е. Расчет питающей электрической сети /Метод. пособ. по вып. курсового проекта. — Х.: Издательство ДВГУПС.