Мука незнания - вечна
Расчет питающей электрической сети
ФГБОУ ВПО
Дальневосточный государственный университет
путей сообщения.
КУРСОВОЙ ПРОЕКТ
НА ТЕМУ: "Расчет питающей электрической сети"
Содержание
Введение
. Выбор расчетных режимов и определение расчётной мощности наиболее загруженной обмотки трансформатора
.1 Выбор расчетных режимов питающей электрической сети
.2 Определение мощности потребителей на шинах электростанции
.3 Определение нагрузок потребителей подстанций b и с
.4 Определение мощностей потребителей на шинах тяговой подстанции a
. Выбор количества и типа трансформаторов подстанций
.1 Выбор количества трансформаторов
.2 Определение мощности трансформатора подстанции
. Определение приведенных нагрузок подстанций
.1 Определение параметров схемы замещения трансформатора
.2 Определение приведенных нагрузок подстанций
. Определение предварительного распределения мощности в сети
. Определение сечений и выбор проводников линии электропередачи
.1 Определение сечения проводника по экономической плотности тока
.2 Проверка по условиям коронирования
.3 Проверка по условию нагрева длительным рабочим током в послеаварийном режиме
. Определение расчетных нагрузок подстанций
.1 Определение параметров схемы замещения ЛЭП
.2 Определение расчетной нагрузки
. Уточнение распределения мощностей в сети для расчетных режимов с учетом потерь мощности
.1 Распределение мощностей с учетом потерь активной и реактивной мощностей
. Определение напряжения на шинах подстанций
.1 Определение напряжений источника в расчетном режиме
.2 Определение напряжения на шинах ВН подстанций
.3 Определение напряжения на шинах потребителей приведенное к шинам высокого напряжения
. Выбор рабочих ответвлений трансформаторов подстанций
.1 Выбор рабочих ответвлений для потребителей на шинах НН
.2 Выбор рабочих ответвлений для потребителей на шинах СН
. 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 Выбор расчетных режимов питающей электрической сети
В данном курсовом проекте рассматривается три основных режима работы электрической сети:
- нормальный установившийся режим максимальных нагрузок (PНБ);
- нормальный установившийся режим минимальных нагрузок (PНМ = PНБ·0,3);
- послеаварийный режим (PПАВ = PНБ).
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.
.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
PГå - суммарная активная мощность NГ работающих генераторов, МВт;
QГå - суммарная реактивная мощность NГ работающих генераторов, МВАр;
PСОБ - активная мощность собственных нужд станции, МВт;
QСОБ - реактивная мощность собственных нужд станции, МВАр;
PНАГР.НН.В - активная мощность нагрузки на шинах НН электростанции, МВт;
QНАГР.НН.В - реактивная мощность нагрузки на шинах НН электростанции, МВАр;
Активную и реактивную мощность NГ работающих генераторов, а также мощность собственных нужд электростанции определяются на основе исходных данных по формулам
,
,
Где SНГ - полная номинальная мощность одного генератора, для заданного типа генератора принимается по [4];
cosjГ - номинальный коэффициент мощности генератора по [4].
По [4] для генератора типа CB 430/210-14 PНГ = 55 МВт QНГ= 41.3 МВАр, cosjГ = 0.8.
Тогда по (3) получаем
Реактивная мощность определяется аналогично по (4):
Активная и реактивная мощность собственных нужд определяется по формулам
,
,
Где SСОБ - 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 NГ = 1.
Для послеаварийного режима мощности нагрузок равны мощностям в режиме максимальных нагрузок. Результаты расчетов для режимов приведены в таблице №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.
.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 g - коэффициент, учитывающий неравномерность загрузки фаз и обмоток трансформаторов; при значении районной нагрузки до 30% тяговой g=1,15; свыше 30% - g = 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 g = 1.15.
Тогда по (9) и (10) получаем
Мощность на стороне ВН можно определить по формуле
, МВт;
, МВАр.
Где d - коэффициент, учитывающий несовпадение районной и тяговой нагрузок, d = 0,9
МВт;
МВАр.
Данные всех расчетов сведены в таблице №1
Таблица №1 Мощности нагрузок на шинах подстанций в расчетных режимах
П/Смощность на шинах подстанции S=P+jQ Мва в режимах:наибольших нагрузокнаименьших нагрузокпослеаварийный режимASг?нб-130,330-100,154Sг?нб-39,099-30,046Sг?нб-130,330-100,154Sсоб.нб12,8709,664Sсоб.нб3,8612,899Sсоб.нб12,8709,664Sнб.нн.А21,80014,081Sнб.нн.А6,5404,224Sнб.нн.А21,80014,081Sнб.сн.А37,10022,014Sнб.сн.А11,1306,604Sнб.сн.А37,10022,014Sнб.вн.А-93,230-78,141Sнб.вн.А-27,969-23,442Sнб.вн.А-93,230-78,141bSнб.нн.а20,80014,518Sнб.нн.а6,2404,356Sнб.нн.а20,80014,518Sнб.сн.а44,1006,604Sнб.сн.а13,2301,981Sнб.сн.а44,1006,604Sнб.вн.а33,06210,966Sнб.вн.а9,9193,290Sнб.вн.а33,06210,966аSнб.нн.в7,0001,702Sнб.нн.в2,1000,511Sнб.нн.в7,0001,702Sнб.сн.в22,63518,015Sнб.сн.в6,7915,405Sнб.сн.в22,63518,015Sнб.вн.в28,93521,122Sнб.вн.в8,6816,336Sнб.вн.в28,93521,122cSнб.нн.с8,8002,442Sнб.нн.с2,6400,733Sнб.нн.с8,8002,442Sнб.сн.с17,74012,171Sнб.сн.с5,3223,651Sнб.сн.с17,74012,171Sнб.вн.с25,66016,343Sнб.вн.с7,6984,903Sнб.вн.с25,66016,343
2. Выбор количества и типа трансформаторов подстанций
.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 Определение мощности трансформатора подстанции
Тип трансформатора подстанции определяется классом напряжения сети, потребителей, мощностью потребителей.
Мощность трансформатора определяется по формуле
МВА
Где SНБ - расчетная мощность трансформатора, МВА.
nT - количество трансформаторов подстанции.
Для электростанции B:
МВА;
МВА.
Принимаем к установке трансформатор ТДТНЖ 40000/110, SНОМ.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
ПараметрПодстанцияВbacТип трансформатораТДТНЖ 40000/110ТДТН 16000/110ТДТНЖ-25000/110ТДТНЖ-40000/110Номинальная мощность SНОМ.Т, МВА40162540Количество, шт.4(3)3(2)2(1)2(1Коэффициент загрузки k30,760288220,725695770,716482620,380281515Коэффициент загрузки k3 (ПАВ)1,013717631,088543651,432965240,76056303Номинальные напряжения обмотки, кВ: 115115115115СН, UНС35,538,538,535,5НН, UНН6,66,627,527,5Напряжения короткого замыкания между:ВН-СН, UK.ВС %10,510,510,510,5ВН-НН, UK.ВН %17,5171717СН-НН, UK.СН %6666Мощность потерь короткого замыкания ?PК, кВт200100140200Мощность потерь холостого хода ?PХ, кВт63234263Ток холостого хода IХ,%0,810,90,8
3. Определение приведенных нагрузок подстанций
.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
Режимы наибольших и наименьших нагрузок ПАВРподстанцияRT, ОмXT1, ОмXT2, ОмXT3, ОмGTx10-6, СмВTx10-6, СмВ0,207145,4750,41385,96319,0559,679b0,861266,5666,199154,9805,2173,63a0,741113,735-2,64566,1256,3523,403с0,41371,084-1,65341,3289,5274,8393.2 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
Мощность и потери мощности, МВАПодстанцияBbcaSнб.нн-130,330-100,15420,80014,5188,8002,4427,0001,702Sнб.cн37,10022,01444,1006,60417,74012,17122,63518,015?Sнб.а-20,0320,0640,141-1,0190,0280,1010,0290,114?Sнб.а-30,0124,7850,0462,0600,0050,4560,0020,177Sнб.а-158,94340,94465,08722,16426,57315,17029,66620,009?Sнб.а-10,08861,9260,33626,0380,0578,8010,0447,522Sнб.b59,031102,86965,42448,20226,63123,97029,70927,531?Sнб.b-00,2311,1710,0631,1710,0770,4120,1150,586Sнб.прив59,262104,04065,48749,37326,70824,38229,82528,116Sнм.нн6,5404,2246,2404,3562,6400,7332,1000,511Sнм.cн11,1306,60413,2301,9815,3223,6516,7915,405?Sнм.а-20,003-0,0060,013-0,0920,0030,0090,0030,010?Sнм.а-30,0010,4310,0040,7420,0000,0410,0000,016Sнм.а-117,67411,25419,4876,9877,9654,4348,8935,941?Sнм.а-10,0075,2780,0309,4410,0050,7810,0040,672Sнм.b17,68116,53219,51716,4287,9705,2158,8976,613?Sнм.b-00,2311,1710,0630,4390,0770,4120,1150,586Sнм.прив17,91217,70319,58016,8678,0475,6279,0127,199
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;
lАi - расстояние от левого источника до подстанции, км.
Общая длина линии
L = lAa + lab + lbB + lBc + lcA
L = lAa + lab + lbB + lBc + lcA=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 AB, следовательно, для расчета послеаварийного режима отключаем этот головной участок. Расчеты для остальных режимов приведены в таблице №4.1
Таблица №4.1. Мощности участков линии
Участок ЛЭПполная мощность в расчетном режиме, Мванаибольших нагрузокнаименьших нагрузокПослеаварийныйA'b87,60893,52326,35222,8350,0000,000bc22,12144,1506,7725,967-65,487-49,373cA-37,141-59,890-11,140-11,735-124,749-153,413Aa66,96688,006-19,187-17,362-20,642-5,517
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 SНБ.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
Участок ЛЭПТок, AНаибольшийНаименьшийПАВB'c672,5972572183,0165450ca259,18719447,37467766430,459104aA369,882068784,926613011037,8229Ab580,4324104135,8150182112,1444029bB''767,9150664196,2773214104,0106376
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
.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.
параметрРасчетный участок сетиAaabbBBccAДлинна участка сети, км6257504839марка прjводаAC 120/19AC 35/6.2AC 30/8AC 95/16AC 120/19r0, om/km0,2411384570,2411384570,1689730,1076780,081389209x0, om/km0,7293273820,7293273820,7293270,7293270,729327382b0, om/km1,535*10^-061,535*10^-061,54*10^-061,54*10^-061,535*10^-06R, Om7,4752921626,872446024,2243192,584281,58708958X, Om22,6091488620,785830418,2331817,5038614,22188396B, Om0,0001904010,0001750460,0001540,0001470,000119769
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
Подстанциярасчетная мощность подстанции в расчетных режимах, МВАНаибольших нагрузокнаименьших нагрузокпослеаварийныйB59,171103,94965,39617,61226,61724,291b65,48749,28219,48916,7767,9565,536c26,70824,291-0,0915,536-0,091-0,091a29,82529,734-0,0918,921-0,091-0,091
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.
Участок ЛЭППолная мощность в расчетном режиме, МВАнаибольших нагрузокнаименьших нагрузокпослеаварийныйA'a136,7062353130,225476813,6235158133,248879099,1004572427,369298733ab106,882100,49213,71524,3279,1917,460bB41,39551,210-5,7757,5511,2361,925Bc72,65795,03220,81620,74221,26118,601cA"99,36508959119,322812620,7249153626,2778182721,1701213518,50999212
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
Режимыучасток ЛЭППолная мощность на участках в расчетных режимах, МВАв начале Sнпотери ?Sв конце Skнаибольших нагрузокA'a167,108161,57411,89266,608166,531158,342ab172,775152,1416,60136,972172,368149,865bB70,97577,9571,1666,53471,21979,326Bc98,396113,9863,69620,70199,365119,414cA"157,711218,2335,06028,340158,627223,363Наименьших нагрузокA'a43,427117,5590,4310,39631,53550,952ab39,89678,1660,2390,20733,29541,195bB4,40421,2840,0240,0163,23814,750Bc32,55947,0700,2230,22828,86326,369cA"43,69672,3200,2350,23938,63743,981ПАВA'a9,1467,3870,0460,0189,17,369ab40,66490,9350,0430,01728,77224,327bB16,84946,0950,0010,00110,2489,123Bc30,47530,7620,2060,08929,30824,228cA"42,77856,9140,1660,07239,08236,213
8. Определение напряжения на шинах понижающей подстанций
.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 SЛ - сопряженный комплекс мощности передаваемой по линии (в начале участка ЛЭП), МВА;
UЛ - напряжение в начале линии, кВ.
ZЛ=RЛ + jXЛ, Ом.
Пример расчета для режима наибольших нагрузок:
Падение напряжения на участке Aa
кВ
кВ
Напряжение на шинах ВН подстанции c равно
Ub = UИП -?UЛ.Ab = 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
подстанцияНапряжение подстанции в расчетном режиме, кВНаибольших нагрузокНаименьших нагрузокПослеаварийныйA'107,80106,700-0,276614032a101,852-29,336105,327-15,072106,400-17,534b105,657-13,185106,567-3,600107,291-7,797В104,948-18,508105,756-7,643106,917-4,995c104,085-28,791105,671-9,541106,792-7,509
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.
Ub = Ub - ?Ua-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 = UНБ.b - ?UНБ.а-2.b =100.9+j157.633 кВ
U'НH = UНБ.b - ?UНБ.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
НапряжениеНапряжения на шинах подстанции, кВ.bacBU101,85-29,336104,085-28,791105,65-13,185104,94-18,508?Uа-10,476-191,4200,221-225,7450,117-151,570,117-525,691?Uа-20,4764,4520,221-5,2500,1173,5250,117-1,493?Uа-30,476-111,2910,221-131,2470,117-88,1260,117-310,636Uа101,37162,085103,864196,954105,54138,39104,83507,183Uсн100,90157,633103,644202,204105,42134,86104,71508,677Uнн100,90273,376103,644328,201105,42226,51104,71817,819U105,32-15,072105,671-9,541106,56-3,600106,70-0,277?Uа-10,460-372,5760,218-681,2090,116-555,170,116-1586,32?Uа-20,4608,6650,218-15,8420,11612,9110,116-4,507?Uа-30,460-216,6140,218-396,0520,116-322,770,116-937,376Uа104,86357,504105,453671,668106,45551,57106,581586,05Uсн104,40348,839105,236687,510106,33538,66106,461590,55Uнн-105,32-140,890-105,67-275,616-106,56-228,8-106,7-648,676U106,40-17,534106,792-7,509107,29-7,797107,800,000?Uа-10,456-320,2600,215-865,6100,115-256,340,115-2015,74?Uа-20,4567,4480,215-20,1300,1155,9620,115-5,727?Uа-30,456-186,1970,215-503,2610,115-149,040,115-1191,12Uа105,94302,726106,577858,101107,17248,55107,682015,74Uсн105,48295,278106,362878,232107,06242,59107,572021,46Uнн105,48488,923106,3621361,36107,06397,59107,573206,86
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.
.1Определение рабочих напряжений на шинах НН трансформатора
Вначале определяем коэффициенты трансформации по формуле
.
Желаемое значение напряжения определяется по выражению:
для режима наибольших нагрузок
UНБ.Ж³1.05*UНОМ ;
для режима минимальных нагрузок
UНМ.Ж£1.0*UНОМ ;
для после аварийного режима
UНБ.Ж³1.0*UНОМ.
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
Режим ПараметрПодстанцияBbacнаибольших нагрузокUж, кВ6,936,9328,87528,875|Uнн|, кВ100,900103,643505105,4234691104,7142367Кт.нн.ж14,5598846614,955772733,6510292343,626467071наименьших нагрузокUж, кВ6,66,627,527,5|Uнн|, кВ105,3266194105,6707989106,5670107106,7Кт.нн.ж34,8484848534,848484858,3636363648,363636364послеаварийныйUж, кВ6,66,627,527,5|Uнн|, кВ105,4885409106,3617789107,0614572107,5709261Кт.нн.ж34,8484848534,848484858,3636363648,363636364
Теперь определяем коэффициенты трансформации для каждого трансформатора подстанций (по данным таблицы 2) по формулам
,
Где a% - ступень регулирования устройства РПН трансформатора, ±a=(±n)*?a для выбранных трансформаторов всех подстанций ? a= 1,78 % (Таблица 2);
,
Данные расчетов приведены в таблице №9.2.
Таблица №9.2. Коэффициенты трансформации
Ступень регулирования ?%номер отпайки?р.вн.о.е.Коэффициент трансформации подстанции, о.е.аbcА16,0211,160216,8923781816,8923781816,8923781816,8923781814,2421,142416,6332122416,6332122416,6332122416,6332122412,4631,124616,3740462916,3740462916,3740462916,3740462910,6841,106816,1148803416,1148803416,1148803416,114880348,951,08915,855714415,855714415,855714415,85571447,1261,071215,5965484515,5965484515,5965484515,596548455,3471,053415,337382515,337382515,337382515,33738253,5681,035615,0782165615,0782165615,0782165615,078216561,7891,017814,8190506114,8190506114,8190506114,81905061010114,5598846614,5598846614,5598846614,55988466-1,78110,982214,3007187114,3007187114,3007187114,30071871-3,56120,964414,0415527714,0415527714,0415527714,04155277-5,34130,946613,7823868213,7823868213,7823868213,78238682-7,12140,928813,5232208713,5232208713,5232208713,52322087-8,9150,91113,2640549313,2640549313,2640549313,26405493-10,68160,893213,0048889813,0048889813,0048889813,00488898-12,46170,875412,7457230312,7457230312,7457230312,74572303-14,24180,857612,4865570912,4865570912,4865570912,48655709-16,02190,839812,2273911412,2273911412,2273911412,22739114Действительное напряжение на шинах НН потребителей определяется по формуле
, кВ.
Где KT - 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
Режим ПараметрПодстанцияаbcAнаибольших нагрузокномер отпайки10101010Кт14,5598846614,5598846614,5598846614,55988466Кт.нн.ж14,5598846614,955772733,6510292343,626467071Uж.нн,кВ6,936,9328,87528,875Uнн.факт,кВ6,937,1184289847,2406802387,191968831?,%02,719032965-74,9240511-75,09274864наименьших нагрузокномер отпайки6666Кт15,5965484515,5965484515,5965484515,59654845Кт.нн.ж34,8484848534,848484858,3636363648,363636364Uж.нн,кВ6,66,627,527,5Uнн.факт,кВ6,7532005426,775268216,8327303986,84125724?,%2,3212203392,655578946-75,1537076-75,12270095послеаварийныйномер отпайки5555Кт15,855714415,855714415,855714415,8557144Кт.нн.ж34,8484848534,848484858,3636363648,363636364Uж.нн,кВ6,66,627,527,5Uнн.факт,кВ6,653029836,7081038586,7522316896,784363254?,%0,8034822751,637937248-75,4464302-75,32958817
.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
Режим ПараметрПодстанцияаbcAнаибольших нагрузокUж, кВ37,27540,42540,42537,275|Uсн|, кВ100,9000007103,643505105,4234691104,7142367Кт.сн.ж6,1703554665,6895485475,6895485476,170355466наименьших нагрузокUж, кВ35,538,538,535,5|Uсн|, кВ104,4056836105,2355735106,3356831106,4684126Кт.сн.ж2,9410051712,7333915192,7619657962,999110214послеаварийныйUж, кВ35,538,538,535,5|Uсн|, кВ105,4885409106,3617789107,0614572107,5709261Кт.сн.ж2,8300078032,6310891512,648397212,885873269
Коэффициенты трансформации определяем с учетом регулировки ПБВ на стороне СН, по формулам
,
Где a1% - 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
Ступень регулирования ?%номер отпайки?р.вн.о.е.Коэффициент трансформации подстанции, о.е.аbcА511,056,8028169016,2727272736,2727272736,8028169012,521,0256,640845076,1233766236,1233766236,640845070316,4788732395,9740259745,9740259746,478873239-2,540,9756,3169014085,8246753255,8246753256,316901408-550,956,1549295775,6753246755,6753246756,154929577511,056,8028169012,8700610952,9000640853,1490657252,521,0256,640845076,1233766236,1233766236,640845070316,4788732395,9740259745,9740259746,478873239-2,540,9756,3169014085,8246753255,8246753256,316901408-550,956,1549295775,6753246755,6753246756,154929577511,056,8028169016,2727272736,2727272736,8028169012,521,0256,640845072,8017263072,8310149413,0740879690316,4788732395,9740259745,9740259746,478873239-2,540,9756,3169014085,8246753255,8246753256,316901408-550,956,1549295775,6753246755,6753246756,154929577
Таблица №9.6. Выбор рабочих ответвлений РПН
ПараметрПодстанцияаbcAномер отпайки5555Кт6,1549295775,6753246755,6753246756,154929577Кт.нн.ж6,1703554665,6895485475,6895485476,170355466Uж.нн,кВ37,27540,42540,42537,275Uнн.факт,кВ16,3933639618,2621278818,5757600117,0130682?,%-56,02048569-54,8246682-54,0488311-54,35796593Кт6,1549295775,6753246755,8246753256,316901408Кт.нн.ж2,9410051712,7333915192,7619657962,999110214Uж.нн,кВ35,538,538,535,5Uнн.факт,кВ16,9629371518,5426525418,2560704616,85453131?,%-52,21707845-51,8372661-52,5816352-52,522447Кт6,1549295775,6753246755,6753246756,154929577Кт.нн.ж2,8300078032,6310891512,648397212,885873269Uж.нн,кВ35,538,538,535,5Uнн.факт,кВ17,1388704818,7410914818,8643757517,47719852?,%-51,7214916-51,3218403-51,0016214-50,76845487
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.
Просмотров: 2360
Найти в Wikkipedia статьи с фразой: Расчет питающей электрической сети