Расчет электрической сети

Содержание 
 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

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.

 

Исходные данные.

 

Номинальное напряжение сети    UНОМ.С = 220 кВ.

 

Длины ЛЭП для участка сети, км: 

Обозначение участка ЛЭП	Аа	Аb	ac	Bb	Вс
Длина, км	50	30	60	58	32

 

Электрическая система - B

Отклонение напряжения на шинах в режиме наибольших нагрузок - +4 % ,

Отклонение напряжения на шинах в режиме наименьших нагрузок -   -4.5 %.

 

Электростанция - A

Тип генератора ТВВ-200-2а: номинальное рабочее напряжение 15,75 кВ,

      число генераторов NГ = 1 ,

      мощность собственных нужд электростанции SСОБ = 9,4%

 

 

Характеристики нагрузок подстанций

 

Показатель, единицы  измерения	Обозначение подстанции и обмоток трансформаторов
	А		b
	СН	НН	СН	НН
Номинальное напряжение распредел. сети, кВ	38.5	6.6	38.5	6.6
Максимальная активная мощность потреб., МВт	47.7	8.7	45.1	31.6
Коэффициент мощности	0,85	0,89	0.89	0,82
Категории потребителей	I-III	I-III		II,III
Время использования максимальной нагрузки, час/год	3500	2500	3700	4100

 

 

Характеристика нагрузок тяговых подстанций системы электрической тяги переменного тока 25 кВ

 

Обозн. тяговой подстан.	Тип тяговой подстан.	П о к а з а т е л ь
		Активная  мощность, МВт		Коэффициент мощности		Районные потребители
						Номин. напряж., kВ.	Активная мощность МВт	Коэффиц. мощности
		опер.	отст.	опер.	отст.
a	I	8.9	7,6	0,69	0,89	35	9.3	0,82
с	III	9	5,6	0,7	0,9	10	9.2	0,75

 

Стоимость электроэнергии – 2.7 руб/кВт ч

 

1.  Выбор расчетных  режимов и определение мощности  потребителей подстанций

1.1 Выбор расчетных режимов  питающей электрической сети

 

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

1. нормальный установившийся режим максимальных нагрузок (PНБ);
2. нормальный установившийся режим минимальных нагрузок (PНМ = PНБ·0,3);
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. Схема питания для этого случая - кольцевая.

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. В

 

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

 

,				(1) (2)
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

,				(3)
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 ТВВ-200-2а SНГ = 235,3 МВА , cosjГ = 0.85 .

Тогда по (3) получаем

 
.

Реактивная мощность определяется аналогично по (3)

Активная и реактивная мощность собственных нужд определяется по формулам

,				(4)
,				(5)
где	SСОБ	-	мощность собственных нужд станции, %;

тогда

,

.

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

,

МВАр ,

(6)

 

Реактивная мощность на шинах СН электростанции В по формуле аналогичной (6)

.

Определяем мощность на шинах ВН электростанции A по формулам

 

,

(7) (8)

,

Для режима минимальных нагрузок формулы аналогичны, но мощности нагрузок берутся в размере 30% от максимальных и число работающих генераторов NГ = 4.

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 а

Мощности потребителей на шинах подстанции а можно определить по формулам аналогичным (1)-(8).Результаты приведены в таблице 1. 

1.4 Определение мощностей  потребителей на шинах тяговых подстанций b и с 

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

, ,				(9)   (10)
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 = 1,6; k'M = 1,43 .

Реактивные мощности на шинах тягового электроснабжения определяем по формуле (6)

 МВАр;

МВАр.

  следовательно g = 1.1.

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;

тогда

 МВт;

МВАр.

Данные всех расчетов сведены в таблице 1.

 

Таблица 1   Мощности нагрузок на шинах подстанций в расчетных режимах

Подстанция	Мощность на шинах подстанции МВА в режиме
	наибольших нагрузок	наименьших нагрузок
	SГS.НБ = -48 – j36	SГS.НБ = -48 – j36
	SСОБ.НБ  = 1,44 + j1,08	SСОБ.НБ  = 1,44 + j1,08
A	SНБ.НН.A =-15,56 – j19,906	SНБ.НН.A =-37,26-j30,416
	SНБ.СН.A = 16 + j7,29	SНБ.СН.A = 4,8 + j2,187
	SНБ.ВН.A = 0,44 – j12,616	SНБ.ВН.A = -32,46 – j28,229
	SНБ.НН.b = 5,5 + j2,969	SНБ.НН.b = 1,65 + j0,891
b	SНБ.СН.b = 22,785 + j16,116	SНБ.СН.b = 6,836 + j4,835
	SНБ.ВН.b = 27,735 + j18,787	SНБ.ВН.b = 8,321 + j5,636
	SНБ.НН.c = 4,7 + j2,537	SНБ.НН.c = 1,41 + j0,761
c	SНБ.СН.c = 21,744 + j15,981	SНБ.СН.c = 6,.523 + j4,794
	SНБ.ВН.c = 25,974 + j18,267	SНБ.ВН.c = 7,792 + j5,497
a	SНБ.НН.a = 37 + j20,969	SНБ.ВН.a= 11,1 + j6,29
	SНБ.ВН.a= 37 + j20,969	SНБ.ВН.a= 11,1 + j6,29

 

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	SНБ	-	расчетная мощность трансформатора, МВА.
	nT	-	количество трансформаторов подстанции.

Для электростанции A:

 МВА;

 МВА.

Принимаем к установке трансформатор ТДТН-25000/220 , SНОМ.Т = 25 МВА  [3] .

Коэффициент загрузки трансформатора определяется по формуле

Для остальных подстанций условие выбора:

Данные выбранных трансформаторов по [3] приведены в таблице 2

 

Таблица 2    Данные трансформаторов подстанций

Параметр	Подстанция
	a	b	с	A
1	2	3	4	5
Тип трансформатора	ТДТН-25000/220	ТДТН-40000/220-70У1	ТДТН-40000/220-70У1	ТДТН-25000/220
Номинальная мощность SНОМ.Т, МВА	25	40	40	25
Количество, шт.	2	2	2	2
Коэффициент загрузки k3	0,851	0,848	0,815	0,697
Номинальные напряжения обмотки, кВ:
ВН , UНВ	230	230	230	230
СН , UНС	38,5	27,5	27,5	38.5
НН , UНН	11	11	6,6	11
Напряжения короткого замыкания между:
ВН-СН , UK.ВС %	12,5	12,5	12,5	12,5
ВН-НН , UK.ВН %	20	22	22	20
СН-НН , UK.СН %	6,5	9,5	9,5	6,5
Мощность потерь короткого замыкания            DPК, МВт	0,13	0,24	0,24	0,13
Мощность потерь холостого хода DPХ, МВт	0,045	0,066	0,066	0,045
Ток холостого хода IХ ,%	0.9	1,1	1,1	0.9
Пределы регулирования РПН на ВН	±9х1.78%	±12х1,00%	±12х1,00%	±9х1.78%

 

 

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.2  “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    Параметры схемы замещения

Режим	Подстанция	RT , Ом	XT1 , Ом	XT2 , Ом	XT3 , Ом	GT , х10-6 См	BT , х10-6 См
наибольших и наименьших нагрузок, ПАВР	A	2.751	137,54	-5,29	74,06	1,701	8,507
	b	3,968	165,313	0	125,638	1,248	8,318
	c	3,968	165,313	0	125,638	1,248	8,318
	a	5,502	132,25	-	-	1,701	8,507

 

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;
, МВАр;
, 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 4

Таблица 4    Приведенные нагрузки подстанций

Режим	Мощность и потери мощности, МВА.	Подстанция
		b	с	а	А
Максимальных нагрузок	SНБ.НН	5,5+j2,969	4,7+ j2,537	37 + j20,969	-15,56 – j19,906
	SНБ.СН	22,785+ j16,116	21,744+ j15,981	-	16 + j7,29
	DSНБ.а-2	0,0032	0,0023	-	0,018 – j0,034
	DSНБ.а-3	0,064+ j2,022	0,06+ j1,89	0.206 + j4.942	0,036 + j0,977
	SНБ.а-1	28,353+ j21,106	26,506+ j20,408	-	0,494- j11,673
	DSНБ.а-1	0,102+ j4,267	0,092+ j3,822	-	0,0078 + j0,388
	SНБ.b	28,455+ j25,373	26,589+ j24,231	37,206 + j25.911	0,502 – j11,285
	DSНБ.b-0	0,06+ j0,403	0,06+ j0,403	0.082 + j0.412	0,082 + j0,412
	SНБ.ПРИВ	28,515+ j25,776	26,658+ j24,632	37,288+j26,323	0,584 – j10,874
Минимальных  нагрузок	SНМ.НН	1,65+ j0,891	1,41+ j0,761	11,1+ j6,29	-37,26- j30,416
	SНМСН	6,836+ j4,835	6,523+ j4,794	-	4,8+ j2,187
	DSНМ.а-2	0,0003	0,0002	-	0,0016+ j0,003
	DSНМ.а-3	0,006+ j0,182	0,005+ j0,17	0,019+j0,455	0,131+ j3,54
	SНМ.а-1	8,492+ j5,907	7,939+ j5,725	-	-32,372- j24,629
	DSНМ.а-1	0,009+ j0,365	0,008+ j0,327	-	0,094+ j4,702
	SНМ.b	8,5+ j6,273	7,947+ j6,053	11,119+ j6,735	-32,233- j19,99
	DSНМ.b-0	0,06+ j0,403	0,06+ j0,403	0,082+ j0,412	0,082+ j0,412
	SНМ.ПРИВ	8,561+ j6,675	8,007+ j6,455	11,201+ j7,147	-32,151- j19,578

 

4. Определение предварительного  распределения мощности в сети

 

Для нахождения предварительного распределения мощности составляем расчетную схему.

 

Рис.3 Расчетная схема

 

Значение полной мощности на головных участках можно определить по формулам

МВА				(11)
МВА				(12)
где	L	-	общая длина ЛЭП, км;
	lАi	-	расстояние от левого источника до подстанции, км.

Общая длина линии

L = lAa + lac + lCb + lBb + lbA     

L = lAa + lac + lcB + lBb + lbA = 64 + 98 + 59 + 185 + 73 = 479 км.

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

((26,658+ j24,632)·(479 - 64) + (28,515+ j25,776)·(479-64 - 98)+ +(0,584 – j10,874)·(479 - 64 - 98 - 59) + (37,288+j26,323)·(479 - 64 - 98 - 59 - 185)) =

= 57,959+ j45,299МВА

 

·((26,658+ j24,632)·64 + (28,515+ j25,776)·(64+98) +  
+ (0,584 – j10,874)·(64+98+59) + (37,288+j26,323)·(64+98+59+185)) =  
= 35,086 + j20,588 МВА

Проверка баланса мощностей:

(57,959+ j45,299) + (35,086 + j20,588) = (26,658+ j24,632) + (28,515+ j25,776) + (0,584 – j10,874) + (37,288+j26,323)

 

93,045 + j65,887 = 93,045 + j65,887   МВА.

Баланс сошелся.

 

Мощности, протекающие по участкам можно определить по формулам

, МВА;	(13)
, МВА;	(14)
, МВА;	(15)

тогда

=  (57,959+ j45,299) - (26,658+ j24,632) = 31,301+ j20,667 МВА;

        = (31,301+ j20,667) - (28,515+ j25,776) = 2,786- j5,109 МВА;

        = (2,786- j5,109) - (0,584 – j10,874) = 2,202+ j5,765 МВА

Так как большая мощность на участке bA, следовательно, для расчета послеаварийного режима отключаем этот головной участок. 
      Расчеты для остальных режимов приведены в таблице 5

Таблица 5                      Мощности участков линии

Участок ЛЭП	Полная мощность в расчетном режиме, МВА
	наибольших нагрузок	Наименьших нагрузок	Послеаварийный
Bc	57,959+ j45,299	0,586+ j2,89	-
cb	31,301+ j20,667	-7,421- j3,565	-26,658- j24,632
bA	2,786- j5,109	-15,982- j10,24	-55,173- j50,408
Aa	2,202+ j5,765	16,169+ j9,338	-55,757- j39,534
aB	-35,086- j20,588	4,968+ j2,191	-93,045- j65,857

                        Режим максимальных нагрузок

                             Режим минимальных нагрузок

 

                   Послеаварийный режим

Рис.3   Расчетные схемы распределения мощности по участкам

5. Определение сечений  и выбор проводников линии  электропередачи.

5.1 Определение экономического  сечения проводников

 

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				(16)
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

Таблица 5.1                        Токи на участках ЛЭП для трёх режимов

Участок ЛЭП	Полный ток в расчетном режиме, А
	наибольших нагрузок	Наименьших нагрузок	Послеаварийный
Bc	193,048	7,738	-
cb	98,434	21,605	92,25
bA	15,272	49,813	196,123
Aa	16,195	49	179,373
aB	106,759	14,25	299,156

 

Временя использования максимума нагрузки, определится по формуле

, час/год				(17)
где	l.i	-	длина i-го участка ЛЭП, км.

 

Принимаем по [1] время, использования максимума нагрузки для тяговых подстанций, равным ТТЯГ = 6000 час/год.