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