Министерство транспорта Российской Федерации
Федеральное агентствожелезнодорожного транспорта
ГОСУДАРСТВЕННОЕОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ
Самарская государственнаяакадемия путей сообщения
Кафедра «Электроснабжениежелезнодорожного транспорта»
КУРСОВАЯ РАБОТА
по дисциплине
«Электрические станции сети исистемы»
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 суммарнойрасчетной нагрузки
4. Определение числа и мощноститрансформаторов ГПП, обоснование схемы внешнего электроснабжения
5. Электрический расчет электропередачи110 кВ
6. Определение напряжений и отклоненийнапряжений
7. Диаграммы отклонения напряжений
8. Определение потерь электроэнергии
9. Расчет токов короткого замыкания
10. Определениегодовых эксплуатационных расходов и себестоимости передачи электрическойэнергии
Введение
Цельюкурсовой работы является приобретение студентами практических навыков расчета ипроектирования электрических сетей напряжением 110кВ и выше. В задание входит:
− расчет электрических нагрузокжелезнодорожного узла;
− выбор числа и мощноститрансформаторов главной понизительной подстанции (ГПП);
− электрический расчет питающейвоздушной ЛЭП 110кВ, а также расчет токов короткого замыкания и проверкиосновной аппаратуры ГПП на термическую и электродинамическую устойчивость.
Необходимо:
1. По заданным значениям отдельныхэлектрических нагрузок, расположенных на территории железнодорожного узла, определитьсуммарную расчетную нагрузку.
2. Определить мощность ГПП,категорийность потребителя, выбрать число и мощность трансформаторов на ней.
3. Выполнить электрический расчетвоздушной ЛЭП 110кВ.
4. Определить годовые эксплуатационныерасходы и себестоимость передачи электрической энергии.
5. Составить принципиальную схемуэлектропередачи, и выбрать электрооборудование.
6. Рассчитать токи короткого замыкания,проверить аппаратуру на термическую и электродинамическую устойчивость.
ИСХОДНЫЕДАННЫЕ 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
Суммарнаярасчетная активная мощность:
/>,
где n – количество нагрузок подключенных к данному узлу;
Краз – коэффициентразновременности максимума.
/>МВА
Расчетнаяреактивная мощность:
/>.
tg φ1 = 0,534
tg φ2 = 0,561
tg φ3 = 0,322
tg φ4 = 0,545
tg φ5 = 0,901
tg φ6 = 0,339
/>
Суммарная расчетнаямощность:
/>
/>
ОПРЕДЕЛЕНИЕЧИСЛА И МОЩНОСТИ ТРАНСФОРМАТОРОВ ГПП, ОБОСНОВАНИЕ СХЕМЫ ВНЕШНЕГОЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ
Определиммощность трансформаторов с Кз=0,7:
/>,
где NT– количество трансформаторов.
/> МВА
Выбираем ближайшеестандартное значение номинальной мощности трансформатора:
Тип трансформатора ТДН –16000/110
Потери: х.х. = 18 кВт
к.з. = 85кВт
Ток х.х. = 0,7 %
Напряжение к.з. = 10,5 %
Далее проверяемкоэффициент загрузки трансформатора в аварийном режиме, когда в работе остаетсяодин трансформатор:
/>, т.к. Кз=0,905
Выбираем схему ГПП скороткозамыкателями и отделителями (рис 1), число фидеров 10 кВ: 16/3 = 5,333 ≈5
Проводапитающих ЛЭП – 110кВ принимаем сталеалюминевыми, марки АС. Так как поэкономическому условию сечение провода всегда будет большим, можно исходить изэкономической плотности jэ Сечениепровода:
/>
где />, А – расчетный токнормального режима;
jэ = 1 А/ мм2 –экономической плотность тока.
/>
/>
Полученноесечение округляем до ближайшего стандартного, т.е. выбираем провод марки АС-70,S=70мм2. Осталось проверитьвыбранное сечение Sпо длительно допустимому току для аварийной ситуации, когда по одной ЛЭП будетпротекать расчетный ток всей ГПП:
/>
/>
Для проводамарки АС-70 длительно допустимый ток Iдд=265А, следовательно, провода марки АС-70 подходят.
Электрический расчет электропередачи 110кВ
Схемузамещения ЛЭП принимаем «П»-образной, трансформатора «Г»-образной. Такимобразом, схема замещения электропередачи получит вид, представленный на рис. 2.
/>
Рис. 2. Схема замещения ЛЭП итрансформатора
Здесь: rл, xл – активное и индуктивное сопротивление линии, Ом;
rт, xт – активное и индуктивное сопротивлениетрансформатора, Ом;
Gт, Bт –активная и индуктивная проводимостьтрансформатора, См;
Вл – емкостнаяпроводимость линии, См;
SГПП – мощность на шинах 10кВ, МВА.
Активноесопротивление двухцепной линии:
/>, Ом
где r– активное сопротивление одногокилометра линии, Ом/км;
l – длина линии, км.
/>Ом
Индуктивноесопротивление двухцепной линии:
/>, Ом
где x– индуктивное сопротивление одногокилометра двухцепной линии,
Ом/км. Принимаем x=0,4 Ом/км.
/>Ом
Емкостнаяпроводимость двухцепной линии:
/>, См
где В0 =/> См/км емкостнаяпроводимость одного километра линии.
/>См
Сопротивления трансформаторов:
/>, Ом
/>, Ом
где DРм – потери мощности при короткомзамыкании, кВт (потери активной мощности в меди);
Uк – напряжение короткого замыканиятрансформатора, %;
Sн – номинальная мощностьтрансформатора, кВА;
Uн – номинальное напряжение основноговывода трансформатора, кВ.
/>Ом
/>Ом
Проводимости трансформаторов:
/>, См
/>, См
где DРст – потери активной мощности в сталитрансформатора, приближенно
равныепотерям мощности при холостом ходе, кВт;
I– ток холостого хода, %.
/>См
/>См
Заряднаяемкостная мощность двухцепной линии:
/>, Мвар
/>Мвар
Согласно принятойП-образной схеме замещения половина емкостной мощности 0,5Qc генерируется в начале линии иполовина – в конце.
Определениепотерь мощности в трансформаторах.
Потеримощности имеют место в обмотках и проводимостях трансформаторов, которые дляГПП определим по формуле:
/>, МВА
/>МВА
/>МВА
Потеримощности в проводимостях трансформаторов:
/>, МВА
где m – число трансформаторов ГПП;
Qm — потери реактивной мощности в сталитрансформатора, Мвар:
/>
/>Мвар
/>МВА
/>МВА
Sн – номинальная мощностьтрансформатора, МВА.
Определениемощности в начале линии электропередачи начинаем со стороны ГПП.
Определиммощность в начале расчетного звена трансформаторов Sн.тр. Для этого к потерям мощности вобмотках трансформаторов DSоб прибавим мощность на шинах 10кВ ГПП:
/>, МВА
/>МВА
/>МВт
/> Мвар
/>МВА
Определиммощность Sп.тр, подводимую к трансформаторам, длячего к мощности в начале расчетного звена трансформаторов Sн.тр прибавим мощность потерь впроводимостях трансформаторов:
/>, МВА
/> МВА
/>МВт
/> Мвар
/>МВА
Определиммощность в конце линии передачи Sкл (в конце звена), для чего алгебраически сложим мощность, подводимую ктрансформаторам, с половиной зарядной мощности линии:
/>, МВА
/> МВА
/>МВт
/>Мвар
/>МВА
Определимпотери мощности в сопротивлениях линии:
/>, МВА
/>МВА
/>МВт
/>Мвар
/>МВА
Определим мощностьв начале линии Sнл (в начале звена), суммировавмощность в конце звена с потерями мощности в линии, и прибавив половинузарядной мощности ЛЭП:
/>, МВА
/>МВА
/>МВт
/>Мвар
/>МВА
ОПРЕДЕЛЕНИЕНАПРЯЖЕНИЙ И ОТКЛОНЕНИЙ НАПРЯЖЕНИЙ
В началеопределим напряжение в центре питания, т.е. на шинах районной подстанции Uцп в режиме максимальной нагрузки:
/>,
где dUmax= 5% – отклонение напряжения, котороеуказывается в задании;
Uн – номинальное напряжение 110кВ.
/>кВ
Тогда напряжение в концеЛЭП определяется по формуле:
/>,
где />;
Рнл – активная мощность в начале ЛЭП;
Qнл – реактивная мощность в начале ЛЭП.
/>
/>кВ
/>кВ
Потеря напряжения в линии в %составит:
/>%.
/>
Отклонениенапряжения в конце ЛЭП в %:
/>%
/>
Напряжение нашинах вторичного напряжения трансформатора, приведенное к первичному, будет:
/>
где DUТ – потерю напряжения втрансформаторе, определим по формуле аналогичной потере напряжения в ЛЭП:
/>;
где Рн.тр, Qн.тр – соответственно активная иреактивная мощность в начале расчетного звена трансформатора.
/>/>кВ
/>кВ
В % потеря напряжения втрансформаторе составит:
/>
Отклонениенапряжения на шинах вторичного напряжения трансформатора определяется поформуле:
/>
Ответвление+16%: δU2 = 0,681 + 5 – 5,17 = 0,511 %
Ответвление0%: δU2 = 0,681 + 10 – 5,17 = 5,511 %
Ответвление-16%: δU2 = 0,681 + 16 – 5,17 = 11,511 %
Теперьопределим напряжение в центре питания, т.е. на шинах районной подстанции Uцп в режиме минимальной нагрузки:
/>,
где dUmin=– 5% — отклонение напряжения, котороеуказывается в задании;
Uн – номинальное напряжение 110кВ.
/>кВ
Тогда напряжение в концеЛЭП определиться по формуле:
/>,
где />;
Рнл – 50% активной мощности в началеЛЭП;
Qнл – 50% реактивной мощность в началеЛЭП.
/>
/>кВ
/>кВ
Потеря напряжения в линии в %составит:
/>%.
/>
Отклонениенапряжения в конце ЛЭП в %:
/>%
/>
Напряжение нашинах вторичного напряжения трансформатора, приведенное к первичному, будет:
/>
где DUТ – потерю напряжения втрансформаторе, определим по формуле аналогичной потере напряжения в ЛЭП:
/>;
где Рн.тр, Qн.тр – соответственно 50% активной и 50%реактивной мощности в начале расчетного звена трансформатора.
/>
/>кВ
/>кВ
В % потеря напряжения втрансформаторе составит:
/>
Отклонениенапряжения на шинах вторичного напряжения трансформатора определяется поформуле:
/>
Ответвление+16%: δU2 = 8,139 + 5 – 2,675 = 10,464 %
Ответвление0%: δU2 = 8,139 + 10 – 2,675 = 15,464 %
Ответвление-16%: δU2 = 8,139 + 16 – 2,675 = 21,464 %
ПОСТРОЕНИЕ ДИАГРАММЫ ОТКЛОНЕНИЙ НАПРЯЖЕНИЯ
Согласно ГОСТ13109-97 для сетей 6-10 кВ и выше максимальные отклонения напряжения не должныпревышать ±10 %, а в сетях до 1 кВ — ±5 %.
ОПРЕДЕЛЕНИЕПОТЕРЬ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
В линии,выполненной проводами одинакового сечения по всей длине, потери электроэнергии:
/>, кВт×ч,
где r– активное сопротивление провода,Ом/км;
Uн – номинальное напряжение линии, кВ;
Sp – расчетная мощность, кВА;
l – длина ЛЭП, км;
t — времямаксимальных потерь, ч.
Время потерь t можно определить лишь приближенно.Для определения t используемформулу:
/>
/>ч
/> кВт×ч
Потериэлектроэнергии в трансформаторах ГПП:
/>, кВт×ч,
где DРм.н – потери активной мощности вобмотках трансформатора при номинальной нагрузке (потери короткого замыкания),кВт;
DРст – потери активной мощности в сталитрансформатора (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 (принять врасчетах t=8760ч), ч.
/> кВт×ч
Полные потериэлектрической энергии составят:
/>, кВт×ч.
/> кВт×ч
РАСЧЕТТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ
Сопротивлениевоздушной ЛЭП:
/>, Ом
где х0– удельное сопротивление одного километра воздушной ЛЭП-110 (принимаем х0=0,4Ом/км);
l – длина линии, км.
/>Ом
Результирующеесопротивление:
/>, Ом
/>Ом
Периодическаясоставляющая тока короткого замыкания для т. К1:
/>, кА
/> кА
Амплитуда ударного тока:/>, кА.
/>кА
Для т. К2(напряжение 10кВ) приведем сопротивление ЛЭП-110кВ коэффициент напряжению 10кВпо формуле:
/>, Ом
где U10 и U110 – среднее номинальное напряжениеступени.
/>Ом
Результирующеесопротивление равно:
/>, Ом
где сопротивление трансформатораопределяется по формуле:
/>, Ом
/>Ом
/>Ом
Периодическаясоставляющая тока короткого замыкания в т. К2определитсяпо формуле:
/>, кА
/>кА
Амплитудаударного тока: /> кА.
/>кА
Определение годовых эксплуатационных РАСХОДОВ И СЕБЕСТОИМОСТИ ПЕРЕДАЧИЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ
Годовые эксплуатационные расходысостоят из трех слагаемых:
− стоимость потерь электроэнергии вэлектрических сетях;
− отчисление на амортизациюоборудования сети;
− расходы на текущий ремонт иобслуживание сети.
Годовые эксплуатационные расходы:
/>,
где b — стоимость электроэнергии, руб./кВт×ч;
Рак, Ррк– амортизационные отчисления и отчисления на текущий ремонт и обслуживание в к-томэлементе сети, %;
Кк – капиталовложения в рассматриваемыйэлемент, тыс. руб.
/>тыс.руб.
Полныезатраты на электропередачу составят:
/>
где С– годовые эксплуатационные расходы (годовые издержки производства) прирассматриваемом варианте, тыс.руб.;
К– капиталовложения при рассматриваемом варианте, тыс.руб.;
Рн – нормативный коэффициентэффективности, который для расчетов в области энергетики принимаем 0,12.
/>тыс.руб.
Себестоимость передачиэлектроэнергии:
/>
где Рр – расчетнаямощность железнодорожного узла;
Тм –продолжительность максимума нагрузки, ч.
/> руб./кВт×ч.
БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙСПИСОК
1. Федоров А.А., Старкова Л.Е. Учебноепособие 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 проектированиюэлектроснабжения /Под ред.Ю.Г. Барыбина. – М.: Энергоатомиздат, 1990.—576с.