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 [4].

По [4] 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 40000/110, S_НОМ.Т =40 МВА [3].

Коэффициент загрузки трансформатора определяется по формуле

Для остальных подстанций условие выбора:

Данные выбранных трансформаторов по [3] 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 [1].

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(с) 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=30тыс.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.

Размещено на Allbest.ru