Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

1. Определение ожидаемой суммарной расчетной нагрузки

2. Определение числа и мощности трансформаторов ГПП, обоснование схемы внешнего электроснабжения

3. Электрический расчет электропередачи 110 кВ

4. Определение напряжений и отклонений напряжений

5. Построение диаграммы отклонений напряжения

6. Определение потерь электроэнергии

7. Расчет токов короткого замыкания

8. Выбор и проверка аппаратуры на термическую и электродинамическую устойчивость

9. Определение годовых эксплуатационных расходов и себестоимости передачи электроэнергии

Библиографический список



1. Определение ожидаемой суммарной расчетной нагрузки

Суммарная расчетная активная мощность в определяется сложением отдельных нагрузок с учетом коэффициента разновременности максимума который может быть принят равным 0.85 ч 0.9.

, где

- активная мощность отдельных потребителей;

;

- число потребителей;

Расчетная реактивная мощность может быть определена по формуле,



Суммарная расчетная мощность, ;

, где

- суммарная активная мощность потребителей;

- суммарная реактивная мощность потребителей;

2. Определение числа и мощности трансформаторов ГПП, обоснование схемы внешнего электроснабжения

Число трансформаторов на ГПП обычно связывается с необходимым числом источников питания для данного потребителя, а оно, как известно, определяется категорией надежности. Согласно исходным данным, из выше, приведенного перечня электрических нагрузок следует, что большая их часть может быть отнесена ко 2 категории. Поэтому следует применять к установке на ГПП два трансформатора напряжением 110/10 кВ. Мощность трансформатора выбирается по номенклатуре выпускаемых промышленностью [1, 5] так, чтобы в нормальном режиме их коэффициенты загрузки КЗ были в приделах 0.7 ч 0.75, а в аварийном режиме не превышал бы 1.3 ч 1.4 (Приложение 3).

Определим мощность трансформаторов с КЗ = 0.75

, где

- суммарная полная мощность потребителей;

- количество трансформаторов;

Выбираем ближайшее стандартное значение с номинальной мощностью трансформатора 16 . Далее проверяем коэффициент загрузки трансформатора в аварийном режиме, когда в работе остается один трансформатор:

т.к < (1.3 ч 1.4), трансформатор выбран верно.

Выбираем два трансформатора типа ТНД 16000/110

ГПП ( в отличии от районных подстанций) не рекомендуется превращать в сложный узел приема и распределения электроэнергии. Поэтому можно построить простейшую схему электрических соединений ( с минимальным числом выключателей на одно присоединение) - схему «мостика» (рис. 1), причем при большой длине питающих линий перемычка предусматривается на стороне трансформатора, а при необходимости частых переключений трансформаторов ГПП - на стороне линий.

Провода питающих ЛЭП - 110 кВ следует принять сталеалюминевыми, марки АС. Сечение выбирается исходя из технических экономических условий. Так как по экономическому условию оно всегда будет большим, можно исходить из экономической плотности [2, 3]. Тогда

, где

- расчетный ток нормального режима, А;

- экономическая плотность тока для алюминия 1.2 А/мм2;

, где

- суммарная полная мощность потребителей, ;

- номинальное напряжение обмотки ВН, кВ;

Таблица длительных допустимых токов для стандартных сечений приведена в [2, 3]. Если окажется что сечение провода больше выбранного ранее , следует принять .

Согласно требованием ПУЭ[2] принимаем сечение данного провода равным 70 мм2.



3. Электрический расчет электропередачи 110 кВ

Схему замещения ЛЭП рекомендуется принять П - образной, трансформатора Г - образной. Таким образом, схема замещения электропередачи получит вид, представленный на рисунке №2.

Здесь: , - активное и индуктивное сопротивление линии, Ом;

, - активное и индуктивное сопротивление трансформатора, Ом;

, - активная и индуктивная проводимость трансформатора, См;

- емкостная проводимость линии, См;

- мощность на шинах МВА.

Активное сопротивление двухцепной линии, Ом:

, где

- активное сопротивление одного километра линии, Ом/км;

Для провода марки АС ПУЭ[2];

- длина линии, км.

Индуктивное сопротивление двухцепной линии, Ом/км;

, где

0 - индуктивное сопротивление одного километра двухцепной линии, Ом/км. Для инженерных расчетов можно принять 0 = 0,4 Ом/км.

Емкостная проводимость двухцепной линии, См/км;

, где

В0 - емкостная проводимость одного километра линии, См/км (выбирается из приложения 2 [3] в зависимости от расположения проводов и расстояния между ними). Можно принять, что провода расположены горизонтально, тогда среднее геометрическое расстояние между ними при U=110 кВ равно 4 м.

Сопротивления трансформаторов определяются по формулам, Ом:

Активное сопротивление:

, где

Рм - потери мощности при коротком замыкании, кВт (потери активной мощности в меди);

Sн - номинальная мощность трансформатора, кВА;

Uн - номинальное напряжение основного вывода трансформатора, кВ;

Рм = 85 кВт п.2 [6];



Индуктивное сопротивление:

, где

Uк - напряжение короткого замыкания трансформатора, %;

Sн - номинальная мощность трансформатора, кВА;

Uн - номинальное напряжение основного вывода трансформатора, кВ.

Uк = 10.5 % п.2 [6];

Проводимости трансформаторов, См:

Активная проводимость:

, где

Рст - потери активной мощности в стали трансформатора, приближенно равные потерям мощности при холостом ходе, кВт;

Рст = 18 кВт п.2 [6];

Индуктивная проводимость:

, где

I0 - ток холостого хода, %;

I0 = 0.7 % п.2 [6];

Зарядная емкостная мощность двухцепной линии, Мвар:

, где

- емкостная проводимость двухцепной линии, См/км;

Согласно принятой П-образной схеме замещения половина емкостной мощности 0,5Qc генерируется в начале линии и половина - в конце.

Определение мощностей на участках следует проводить в комплексной форме.

1) Определить потери мощности в трансформаторах.

Потери мощности имеют место в обмотках и проводимостях трансформаторов, которые для ГПП можно определить по формуле, МВА:

, где

- активное сопротивление трансформатора, Ом;

- индуктивное сопротивление трансформатора, Ом;

- мощность на шинах МВА.



Потери мощности в проводимостях трансформаторов, МВА:

, где

m - число трансформаторов ГПП;

Q - потери реактивной мощности в стали трансформатора, Мвар:

, где

I0 - ток холостого хода, %;

Sн - номинальная мощность трансформатора, МВ А.

Определение мощности в начале линии электропередачи начинаем со стороны ГПП.

2) Определить мощность в начале расчетного звена трансформаторов Sн.тр. Для этого к потерям мощности в обмотках трансформаторов Sоб необходимо прибавить мощность на шинах 10 кВ ГПП, МВА:

, где

- потери мощности в обмотках, ;

- мощность на шинах МВА.

3) Определить мощность Sп.тр, подводимую к трансформаторам.

Для этого к мощности в начале расчетного звена трансформаторов Sн.тр прибавить мощности потери в проводимостях трансформаторов, МВА: трансформатор электроснабжение подстанция замыкание

, где

- мощность в начале расчетного звена трансформаторов, ;

- потери мощности в проводимостях трансформаторов, МВА

4) Определить мощность в конце линии передачи Sкл (в конце звена).

Для этого алгебраически сложить мощность, подводимую к трансформаторам, с половиной зарядной мощности линии, МВА:

, где

Sп.тр - мощность подводимуая к трансформаторам, ;

- зарядная емкостная мощность двухцепной линии, Мвар;



5) Определить потери мощности в сопротивлениях линии, МВА:

, где

- мощность в конце линии передачи, ;

- номинальное напряжение обмотки ВН, МВ;

, - активное и индуктивное сопротивление линии, МОм;

6) Определить мощность в начале линии Sнл (в начале звена).

Для этого суммировать мощность в конце звена с потерями мощности в линии, и прибавить половину зарядной мощности ЛЭП, МВА:

, где

- мощность в конце линии передачи, ;

- потери мощности в сопротивлениях линии, МВА;

- зарядная емкостная мощность двухцепной линии, Мвар;



4. Определение напряжений и отклонений напряжений

В начале определим напряжение в центре питания, т.е. на шинах районной подстанции Uцп в режиме максимальной нагрузки, кВ:

, где

Umax - отклонение напряжения, которое указывается в задании;

Uн - номинальное напряжение 110 кВ.

Тогда напряжение в конце ЛЭП определится по формуле, кВ:

, где

, где

Рнл - активная мощность в начале ЛЭП, кВт;

Qнл - реактивная мощность в начале ЛЭП, кВар.

Потеря напряжения в линии составит, %:



Отклонение напряжения в конце ЛЭП, %:

Напряжение на шинах вторичного напряжения трансформатора, приведенное к первичному, будет, кВ:

, где

UТ - потеря напряжения в трансформаторе, определяется по формуле, аналогичной потере напряжения в ЛЭП, кВ:

, где

РН.ТР, QН.ТР - соответственно активная и реактивная мощность в начале расчетного звена трансформатора, кВт; Мвар.



Потеря напряжения в трансформаторе составит, %:

Отклонение напряжения на шинах вторичного напряжения трансформатора определяется по формуле:

, где

UТ - «добавка» напряжения трансформатора.

Для трансформаторов с высшим напряжением 110 кВ и выше, UТ определяется следующими цифрами:

Ответвление +16% UТ = 5 %;

Ответвление 0% UТ = 10 %;

Ответвление 16% UТ = 16 %.

Все расчеты по формулам (4.1) - (4.7) повторить для режима минимальной нагрузки, которую можно принять равной 30 50 % от расчетной (максимальной) нагрузки, подставляя в них вместо Umax; Umin.

Определим напряжение в центре питания, т.е. на шинах районной подстанции Uцп в режиме минимальной нагрузки, кВ:

, где

Umax - отклонение напряжения, которое указывается в задании;

Uн - номинальное напряжение 110 кВ.

Тогда напряжение в конце ЛЭП определится по формуле, кВ:

, где

, где

Рнл - активная мощность в начале ЛЭП, кВт;

Qнл - реактивная мощность в начале ЛЭП, кВар.

Потеря напряжения в линии составит, %:



Отклонение напряжения в конце ЛЭП, %:

Напряжение на шинах вторичного напряжения трансформатора, приведенное к первичному, будет, кВ:

, где

UТ - потеря напряжения в трансформаторе, определяется по формуле, аналогичной потере напряжения в ЛЭП, кВ:

, где

РН.ТР, QН.ТР - соответственно активная и реактивная мощность в начале расчетного звена трансформатора, кВт; Мвар.

Потеря напряжения в трансформаторе составит, %:

Отклонение напряжения на шинах вторичного напряжения трансформатора определяется по формуле:

, где

UТ - «добавка» напряжения трансформатора.

Для трансформаторов с высшим напряжением 110 кВ и выше, UТ определяется следующими цифрами:

Ответвление +16% UТ = 5 %;

Ответвление 0% UТ = 10 %;

Ответвление 16% UТ = 16 %.

5. Построение диаграммы отклонений напряжения

Полученные выше данные позволяют построить диаграмму отклонений напряжений и решить вопрос об их допустимости или недопустимости в соответствии с ГОСТ 13109-97 на качество электрической энергии. Согласно этому стандарту для сетей 6-10 кВ и выше максимальные отклонения напряжения не должны превышать 10 %. В сетях до 1 кВ - 5 %.



6. Определение потерь электроэнергии

Потери электроэнергии в различных элементах сети пропорциональны квадратам токов (или мощностей), протекающих через эти элементы, и сопротивлениям элементов.

В линии, выполненной проводами одинакового сечения по всей длине, потери электроэнергии, кВтч:

где

r0 - активное сопротивление провода, Ом/км;

Uн - номинальное напряжение линии, кВ;

Sp - расчетная мощность, кВА;

l - длина ЛЭП, км;

- время максимальных потерь, ч.

Время потерь можно определить лишь приближенно. Существует несколько способов аналитического определения . Для определения можно использовать формулу:

Потери электроэнергии в трансформаторах ГПП, кВтч:

, где

Рм.н - потери активной мощности в обмотках трансформатора при номинальной нагрузке (потери короткого замыкания), кВт;

Рст - потери активной мощности в стали трансформатора (потери холостого хода), кВт;

Sн - номинальная мощность трансформатора, кВА;

Sр - максимальная расчетная мощность, преобразуемая трансформаторами подстанции, кВА;

m - число трансформаторов на подстанции;

t - время, в течение которого трансформатор находится под напряжением, ч (принять в расчетах t = 8760 ч),

Полные потери электрической энергии составят, кВтч:

7. Расчет токов короткого замыкания

Для принятой схемы электропередачи произведем расчет 3­фазного тока короткого замыкания (ТКЗ). Это необходимо для обоснованного выбора аппаратуры, а также кабелей 10 кВ.

В высоковольтных сетях индуктивное сопротивление всегда существенно больше активного (x r), поэтому схему замещения проектируемой электропередачи можно представить в следующем виде, представленном на рис 5,а.



Для т. К2 (рис.5, в) имеем:

.

Для такой простой схемы расчет целесообразно произвести в именованных единицах. Тогда для т. К1 последовательность расчета будет такой:

Сопротивление воздушной ЛЭП, Ом:

, где

0 - удельное сопротивление одного километра воздушной ЛЭП-110 (можно принят

0 = 0,4 Ом/км);

l - длина линии, км.

Результирующее сопротивление, Ом:



Периодическая составляющая тока короткого замыкания для т. К1, кА:

Амплитуда ударного тока:

кА.

Для т. К2 (напряжение 10 кВ) необходимо, прежде всего, привести сопротивление ЛЭП-110 кВ к коэффициенту напряжения 110 кВ по формуле, Ом:

где

где U10 и U110 - среднее номинальное напряжение ступени.

Результирующее сопротивление равно, Ом:



, где

сопротивление трансформатора определяется по формуле, Ом:

Периодическая составляющая тока короткого замыкания в т. К2 определится по формуле, кА:

Амплитуда ударного тока кА:

.

8. Выбор и проверка аппаратуры на термическую и электродинамическую устойчивость

Выбор и проверка по условиям ТКЗ выключателей, а также разъединителей и короткозамыкателей производят на основании сравнения каталожных данных аппарата с расчетными.

Выключатели выбирают по номинальном значениям напряжения и тока, роду установки и условиям работы, конструктивному выполнению и коммутационной способности. Выбранные выключатели проверяют на стойкость при сквозных токах КЗ и по параметрам восстановления напряжения.

Отключающую способность выключателей проверяют с учетом периодической (Iк.з) составляющей ТКЗ в момент размыкания дугогасящих контактов, соответствующей времени t отключения выключателя:

Высоковольтные выключатели проверяются также на термическую и динамическую стойкость ТКЗ, для чего должны быть выполнены условия:

, где

IT, tT - нормированные ток и время термической стойкости аппарата;

В - тепловой импульс ТКЗ с учетом периодической и апериодической составляющих ТКЗ, определяемых моментом времени tпр (приведенное время) действия ТКЗ и постоянной времени затухания Та.

iу, iдин - ударный ток и амплитудный ток динамической стойкости аппарата;

, где

Та постоянная времени затухания 0,03 0,035

tпр - приведенное время действия ТКЗ [1].

Для выбранной схемы «мостик» ЛЭП - 110 кВ нужно три высоковольтных выключателя. Проверяем выключатели марки ВВЭ - 110Б - 16/1600У1.

Высоковольтные выключатели подбираются по мощности короткого замыкания.

Мощность короткого замыкания:

, где

- номинальное напряжение;

- периодическая составляющая тока короткого замыкания.

, где

Результаты выбора и проверки выключателей ВВЭ - 110Б - 16/1600У1 в табл. №2.



Таблица № 2

№	Расчетные данные	Каталожные данные	Условия проверки
1	Uраб = 110 кВ	Uн =110 кВ	UрабUн
2	Ip = 83.55 А	Iн = 1600 кА	IpIн
3	iy = 4.97 кА	iд = 67 кА
4	Iк.з =1.95 кА	Iоткл = 16 кА
5
6		Sоткл = 3044МВ А	Sк.з Sоткл

Данная марка выключателей ВВЭ - 110Б - 16/1600У1подходит для ЛЭП - 110 кВ.

Для выбранной схемы «мостик» ЛЭП - 10 кВ нужно три высоковольтных выключателя. Проверяем выключатели марки ВВЭ - 10 - 31.5/630У3.

Высоковольтные выключатели подбираются по мощности короткого замыкания.

, где

- номинальное напряжение;

- периодическая составляющая тока короткого замыкания.



, где

- номинальный ток отключения

Результаты выбора и проверки выключателей ВВЭ - 10 - 31.5/630У3 в табл. №3.

Таблица №3

№	Расчетные данные	Каталожные данные	Условия проверки
1	Uраб = 10 кВ	Uн =10 кВ	UрабUн
2	Ip = 83.55 А	Iн = 630 А	IpIн
3	iy = 25.2 кА	iд = 31.5 кА
4	Iк.з =9.88 кА	Iоткл = 31.5 кА
5
6		Sоткл = 6000 МВ А	Sк.з Sоткл

Данная марка выключателей ВВЭ - 10 - 31.5/630У3 подходит для ЛЭП - 10 кВ.

9. Определение годовых эксплуатационных расходов и себестоимости передачи электроэнергии

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 лини, тыс. руб:



, где

- стоимость электроэнергии, руб/кВтч;

Рак, Ррк - амортизационные отчисления и отчисления на текущий ремонт и обслуживание в к-том элементе сети, %;

Кк - капиталовложения в рассматриваемый элемент, тыс.руб.

Значения амортизационных отчислений, отчисления на текущий ремонт и обслуживание различны для различных элементов сети (определять по приложению 1). Эти отчисления определяются от капиталовложений в соответствующие элементы сети (в данном случае ограничимся ЛЭП и трансформаторными подстанциями).

Капиталовложения определяются по укрупненным показателям стоимости элементов электроснабжения. Ориентировочные значения некоторых укрупненных показателей приведены в настоящих методических указаниях (приложение 2, 3, 4).

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 следует принять равным 0,12 [1].



Себестоимость передачи электроэнергии:

, где

Рр - расчетная мощность железнодорожного узла, МВА;

Тм - продолжительность максимума нагрузки, ч.



Библиографический список

1. Федоров А.А., Старкова Л.Е. Учебное пособие для курсового и дипломного проектирования. - М.: Энергоатомиздат, 1987. - 368 с.

2. Правила устройства установок ПУЭ. 6-е, 7-е издание. - СПб. : Деан, 2001. - 942 с.

3. Караев Р.И., Волобринский С.Д. Электрические сети и энергосистемы. - М.: Транспорт, 1988. - 312 с.

4. Князевский Б.А., Липкин Б.Ю. Электроснабжение промышленных предприятий. - М.: ВШ, 1986. - 400 с.

5. Справочник по проектированию электроснабжения /Под ред.Ю.Г. Барыбина. - М.: Энергоатомиздат, 1990.-- 576 с.

Размещено на Allbest.ru

...