Электрические станции сети и системы Министерство транспорта Российской Федерации Федеральное агентство железнодорожного транспорта ГОСУДАРСТВЕННОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ Самарская государственная академия путей сообщения Кафедра «Электроснабжение железнодорожного транспорта» по дисциплине «Электрические станции сети и системы» Вариант № 69 Выполнил: студент группы 852 Музалёв Н. А. Проверил: Козменков О.Н. Самара 2007 СОДЕРЖАНИЕ 1. Введение 2. Исходные данные для расчета 3. Определение ожидаемой суммарной расчетной нагрузки 4. Определение числа и мощности трансформаторов ГПП, обоснование схемы внешнего электроснабжения 5. Электрический расчет электропередачи 110 кВ 6. Определение напряжений и отклонений напряжений 7. Диаграммы отклонения напряжений 8. Определение потерь электроэнергии 9. Расчет токов короткого замыкания 10. Определение годовых эксплуатационных расходов и себестоимости передачи электрической энергии Введение Целью курсовой работы является приобретение студентами практических навыков расчета и проектирования электрических сетей напряжением 110кВ и выше. В задание входит: − расчет электрических нагрузок железнодорожного узла; − выбор числа и мощности трансформаторов главной понизительной подстанции (ГПП); − электрический расчет питающей воздушной ЛЭП 110кВ, а также расчет токов короткого замыкания и проверки основной аппаратуры ГПП на термическую и электродинамическую устойчивость. Необходимо: 1. По заданным значениям отдельных электрических нагрузок, расположенных на территории железнодорожного узла, определить суммарную расчетную нагрузку. 2. Определить мощность ГПП, категорийность потребителя, выбрать число и мощность трансформаторов на ней. 3. Выполнить электрический расчет воздушной ЛЭП 110кВ. 4. Определить годовые эксплуатационные расходы и себестоимость передачи электрической энергии. 5. Составить принципиальную схему электропередачи, и выбрать электрооборудование. 6. Рассчитать токи короткого замыкания, проверить аппаратуру на термическую и электродинамическую устойчивость. ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ ДЛЯ РАСЧЁТА Тяговая нагрузка, Р1 = 6,9 МВА; cosj1 = 0,882 Жилые кварталы, Р2 = 1,39 МВА; cosj2 = 0,872 Электровозное депо, Р3 = 1,31 МВА; cosj3 = 0,952 Вокзал с пристанционным хозяйством, Р4 = 1,22 МВА; cosj4 = 0,878 Сельхоз нагрузка прилегающих районов, Р5 = 2,8 МВА; cosj5 = 0,743 Прочая нагрузка, Р6 = 0,788 МВА; cosj6 = 0,946 Число часов использования максимума нагрузки в год, Тм = 6920 ч. Длина ЛЭП 110кВ, L = 172 км Стоимость 1кВт×ч, β = 156 коп. Отклонения напряжения на питающей подстанции, dUmax /dUmin = ±5% Определение ожидаемой суммарной расчетной нагрузки Суммарная расчетная активная мощность: , где n – количество нагрузок подключенных к данному узлу; Краз – коэффициент разновременности максимума. МВА Расчетная реактивная мощность: . tgφ1 = 0,534 tgφ2 = 0,561 tgφ3 = 0,322 tgφ4 = 0,545 tgφ5 = 0,901 tgφ6 = 0,339 Суммарная расчетная мощность: ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЧИСЛА И МОЩНОСТИ ТРАНСФОРМАТОРОВ ГПП, ОБОСНОВАНИЕ СХЕМЫ ВНЕШНЕГО ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ Определим мощность трансформаторов с Кз =0,7: , где NT – количество трансформаторов. МВА Выбираем ближайшее стандартное значение номинальной мощности трансформатора: Тип трансформатора ТДН – 16000/110 Потери: х.х. = 18 кВт к.з. = 85 кВт Ток х.х. = 0,7 % Напряжение к.з. = 10,5 % Далее проверяем коэффициент загрузки трансформатора в аварийном режиме, когда в работе остается один трансформатор: , т.к. Кз =0,905<1,3¸1,4 трансформатор выбран верно. Выбираем схему ГПП с короткозамыкателями и отделителями (рис 1), число фидеров 10 кВ: 16/3 = 5,333 ≈ 5 Провода питающих ЛЭП – 110кВ принимаем сталеалюминевыми, марки АС. Так как по экономическому условию сечение провода всегда будет большим, можно исходить из экономической плотности j э Сечение провода: где , А – расчетный ток нормального режима; j э = 1 А/ мм2 – экономической плотность тока. Полученное сечение округляем до ближайшего стандартного, т.е. выбираем провод марки АС-70, S=70мм2 . Осталось проверить выбранное сечение S по длительно допустимому току для аварийной ситуации, когда по одной ЛЭП будет протекать расчетный ток всей ГПП: Для провода марки АС-70 длительно допустимый ток Iдд =265А, следовательно, провода марки АС-70 подходят. Электрический расчет электропередачи 110кВ Схему замещения ЛЭП принимаем «П»-образной, трансформатора «Г»-образной. Таким образом, схема замещения электропередачи получит вид, представленный на рис. 2. Рис. 2. Схема замещения ЛЭП и трансформатора Здесь: rл , xл – активное и индуктивное сопротивление линии, Ом; rт , xт – активное и индуктивное сопротивление трансформатора, Ом; Gт , Bт –активная и индуктивная проводимость трансформатора, См; Вл – емкостная проводимость линии, См; SГПП – мощность на шинах 10кВ, МВА. Активное сопротивление двухцепной линии: , Ом где r 0 – активное сопротивление одного километра линии, Ом/км; l – длина линии, км. Ом Индуктивное сопротивление двухцепной линии: , Ом где x 0 – индуктивное сопротивление одного километра двухцепной линии, Ом/км. Принимаем x 0 =0,4 Ом/км. Ом Емкостная проводимость двухцепной линии: , См где В0 = См/км емкостная проводимость одного километра линии. См Сопротивления трансформаторов: , Ом , Ом где D Рм – потери мощности при коротком замыкании, кВт (потери активной мощности в меди); U к – напряжение короткого замыкания трансформатора, %; Sн – номинальная мощность трансформатора, кВА; U н – номинальное напряжение основного вывода трансформатора, кВ. Ом Ом Проводимости трансформаторов: , См , См где D Рст – потери активной мощности в стали трансформатора, приближенно равные потерям мощности при холостом ходе, кВт; I 0 – ток холостого хода, %. См См Зарядная емкостная мощность двухцепной линии: , Мвар Мвар Согласно принятой П-образной схеме замещения половина емкостной мощности 0,5Qc генерируется в начале линии и половина – в конце. Определение потерь мощности в трансформаторах. Потери мощности имеют место в обмотках и проводимостях трансформаторов, которые для ГПП определим по формуле: , МВА МВА МВА Потери мощности в проводимостях трансформаторов: , МВА где m – число трансформаторов ГПП; Q m - потери реактивной мощности в стали трансформатора, Мвар: Мвар МВА МВА Sн – номинальная мощность трансформатора, МВА. Определение мощности в начале линии электропередачи начинаем со стороны ГПП. Определим мощность в начале расчетного звена трансформаторов S н.тр . Для этого к потерям мощности в обмотках трансформаторов D S об прибавим мощность на шинах 10кВ ГПП: , МВА МВА МВт Мвар МВА Определим мощность S п.тр , подводимую к трансформаторам, для чего к мощности в начале расчетного звена трансформаторов S н.тр прибавим мощность потерь в проводимостях трансформаторов: , МВА МВА МВт Мвар МВА Определим мощность в конце линии передачи S кл (в конце звена), для чего алгебраически сложим мощность, подводимую к трансформаторам, с половиной зарядной мощности линии: , МВА МВА МВт Мвар МВА Определим потери мощности в сопротивлениях линии: , МВА МВА МВт Мвар МВА Определим мощность в начале линии S нл (в начале звена), суммировав мощность в конце звена с потерями мощности в линии, и прибавив половину зарядной мощности ЛЭП: , МВА МВА МВт Мвар МВА ОПРЕДЕЛЕНИЕ НАПРЯЖЕНИЙ И ОТКЛОНЕНИЙ НАПРЯЖЕНИЙ В начале определим напряжение в центре питания, т.е. на шинах районной подстанции U цп в режиме максимальной нагрузки: , где d U max = 5% – отклонение напряжения, которое указывается в задании; U н – номинальное напряжение 110кВ. кВ Тогда напряжение в конце ЛЭП определяется по формуле: , где ; Рнл – активная мощность в начале ЛЭП; Q нл – реактивная мощность в начале ЛЭП. кВ кВ Потеря напряжения в линии в % составит: %. Отклонение напряжения в конце ЛЭП в %: % Напряжение на шинах вторичного напряжения трансформатора, приведенное к первичному, будет: где D U Т – потерю напряжения в трансформаторе, определим по формуле аналогичной потере напряжения в ЛЭП: ; где Рн.тр , Q н.тр – соответственно активная и реактивная мощность в начале расчетного звена трансформатора. кВ кВ В % потеря напряжения в трансформаторе составит: Отклонение напряжения на шинах вторичного напряжения трансформатора определяется по формуле: Ответвление +16%: δU2 = 0,681 + 5 – 5,17 = 0,511 % Ответвление 0%: δU2 = 0,681 + 10 – 5,17 = 5,511 % Ответвление -16%: δU2 = 0,681 + 16 – 5,17 = 11,511 % Теперь определим напряжение в центре питания, т.е. на шинах районной подстанции U цп в режиме минимальной нагрузки: , где d U min =– 5% - отклонение напряжения, которое указывается в задании; U н – номинальное напряжение 110кВ. кВ Тогда напряжение в конце ЛЭП определиться по формуле: , где ; Рнл – 50% активной мощности в начале ЛЭП; Q нл – 50% реактивной мощность в начале ЛЭП. кВ кВ Потеря напряжения в линии в % составит: %. Отклонение напряжения в конце ЛЭП в %: % Напряжение на шинах вторичного напряжения трансформатора, приведенное к первичному, будет: где D U Т – потерю напряжения в трансформаторе, определим по формуле аналогичной потере напряжения в ЛЭП: ; где Рн.тр , Q н.тр – соответственно 50% активной и 50% реактивной мощности в начале расчетного звена трансформатора. кВ кВ В % потеря напряжения в трансформаторе составит: Отклонение напряжения на шинах вторичного напряжения трансформатора определяется по формуле: Ответвление +16%: δU2 = 8,139 + 5 – 2,675 = 10,464 % Ответвление 0%: δU2 = 8,139 + 10 – 2,675 = 15,464 % Ответвление -16%: δU2 = 8,139 + 16 – 2,675 = 21,464 % ПОСТРОЕНИЕ ДИАГРАММЫ ОТКЛОНЕНИЙ НАПРЯЖЕНИЯ Согласно ГОСТ 13109-97 для сетей 6-10 кВ и выше максимальные отклонения напряжения не должны превышать ±10 %, а в сетях до 1 кВ - ±5 %. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПОТЕРЬ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ В линии, выполненной проводами одинакового сечения по всей длине, потери электроэнергии: , кВт×ч, где r 0 – активное сопротивление провода, Ом/км; U н – номинальное напряжение линии, кВ; Sp – расчетная мощность, кВА; l – длина ЛЭП, км; t -- время максимальных потерь, ч. Время потерь t можно определить лишь приближенно. Для определения t используем формулу: ч кВт×ч Потери электроэнергии в трансформаторах ГПП: , кВт×ч, где D Рм.н – потери активной мощности в обмотках трансформатора при номинальной нагрузке (потери короткого замыкания), кВт; D Рст – потери активной мощности в стали трансформатора (потери холостого хода), кВт; S н – номинальная мощность трансформатора, кВА; S р – максимальная расчетная мощность, преобразуемая трансформаторами подстанции, кВА; m – число трансформаторов на подстанции; t – время, в течение которого трансформатор находится под напряжением (принять в расчетах t =8760ч), ч. кВт×ч Полные потери электрической энергии составят: , кВт×ч. кВт×ч РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ Сопротивление воздушной ЛЭП: , Ом где х0 – удельное сопротивление одного километра воздушной ЛЭП-110 (принимаем х0 =0,4Ом/км); l – длина линии, км. Ом Результирующее сопротивление: , Ом Ом Периодическая составляющая тока короткого замыкания для т. К1 : , кА кА Амплитуда ударного тока: , кА. кА Для т. К2 (напряжение 10кВ) приведем сопротивление ЛЭП-110кВ коэффициент напряжению 10кВ по формуле: , Ом где U 10 и U 110 – среднее номинальное напряжение ступени. Ом Результирующее сопротивление равно: , Ом где сопротивление трансформатора определяется по формуле: , Ом Ом Ом Периодическая составляющая тока короткого замыкания в т. К2 определится по формуле: , кА кА Амплитуда ударного тока: кА. кА Определение годовых эксплуатационных РАСХОДОВ И СЕБЕСТОИМОСТИ ПЕРЕДАЧИ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ Годовые эксплуатационные расходы состоят из трех слагаемых: − стоимость потерь электроэнергии в электрических сетях; − отчисление на амортизацию оборудования сети; − расходы на текущий ремонт и обслуживание сети. Годовые эксплуатационные расходы: , где b - стоимость электроэнергии, руб./кВт×ч; Рак , Ррк – амортизационные отчисления и отчисления на текущий ремонт и обслуживание в к -том элементе сети, %; Кк – капиталовложения в рассматриваемый элемент, тыс. руб. тыс.руб. Полные затраты на электропередачу составят: где С – годовые эксплуатационные расходы (годовые издержки производства) при рассматриваемом варианте, тыс.руб.; К – капиталовложения при рассматриваемом варианте, тыс.руб.; Рн – нормативный коэффициент эффективности, который для расчетов в области энергетики принимаем 0,12. тыс.руб. Себестоимость передачи электроэнергии: где Рр – расчетная мощность железнодорожного узла; Тм – продолжительность максимума нагрузки, ч. руб./кВт×ч. БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК 1. Федоров А.А., Старкова Л.Е. Учебное пособие для курсового и дипломного проектирования. – М.: Энергоатомиздат, 1987. – 368с. 2. Правила устройства установок ПУЭ., 6-е, 7-е издание. – Санкт-Петербург: Деан, 2001. – 942с. 3. Караев Р.И., Волобринский С.Д. Электрические сети и энергосистемы. – М.: Транспорт, 1988. – 312с. 4. Князевский Б.А., Липкин Б.Ю. Электроснабжение промышленных предприятий. – М.: ВШ, 1986. – 400с. 5. Справочник по проектированию электроснабжения /Под ред.Ю.Г. Барыбина. – М.: Энергоатомиздат, 1990.—576с.