Электроэнергетические системы и сети

 















Пример контрольной работы

ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ СИСТЕМЫ И СЕТИ


ВВЕДЕНИЕ


Уровень развития энергетики и электрификации в наиболее обобщенном виде отражает достигнутый технико-экономический потенциал любой страны. Энергетика обеспечивает электроэнергией и теплом промышленные предприятия, сельское хозяйство, транспорт, коммунально-бытовые нужды городов, рабочих и сельских поселков. Электрификация оказывает определяющее влияние на развитие всех отраслей народного хозяйства, она является стержнем развития экономики страны.

Основными поставщиками электроэнергии и тепла для народного хозяйства являются энергетические системы. Энергосистема-это совокупность электростанций, электрических и тепловых сетей, а также установок потребителей электроэнергии и тепла, связанных общностью режимов производства, распределения и потребления энергии и тепла. Энергосистемы охватывают все большие площади и в связи с этим как бы рассредоточиваются по территории. Так же современная тенденция развития энергосистем - это увеличение единичной мощности энергоблоков и укрупнение подстанций, рост номинальных напряжений и повышение пропускной способности электросетей. Существенное влияние на современное развитие энергосистем оказывают все возрастающие требование к ограничению неблагоприятных воздействий энергетических объектов на окружающую среду. Часть энергосистемы, включающая в себя электростанции, электрические сети (линии электропередачи и преобразовательные подстанции) и установки потребителей электрической энергии, составляют электрическую систему. Которая должна отвечать следующим основным требованиям:

1.Рабочая мощность электростанций (текущее значение) должна соответствовать спросу потребителей электроэнергии (включая потери в сетях и расход на собственные нужды), изменяющемуся непрерывно в течение суток и года;

.Надежность электроснабжения должна соответствовать экономически оправданным требованиям потребителей;

.Качество поставляемой электроэнергии должно соответствовать установленным нормам;

.Себестоимость электроэнергии, выработанной и доставленной потребителям, должна быть, возможно, более низкой.


1. ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ


Предполагается строительство электрической сети в пределах Сахалинской области. Географическое расположение понижающих подстанций представлено в масштабе 1 : 2 000 000


Рис. 1 - Географическое расположение потребителей


Характеристика потребителей электроэнергии


Таблица 1 - Исходные данные

№ подстанции12345Pmax3817192421cos?0,810,780,80,820,76Категория потребителей, %I категория00234525II категория7030153045Вторичное напряжение1010101010

Коэффициент мощности источника питания - РЭС принять равным 0,93.

Число часов использования максимальной нагрузки 4200 час.


1.1 Выбор рациональной схемы сети


Подготовлены 6 вариантов распределения электрических сетей.


Рис. 2 - Варианты распределительных сетей


1.2 Определение суммарной длины линий


Путем измерения по предложенной схеме определим расстояния между объектами.

L (А-3) = 30 км;

L (А-1) = 53 км;

L (А-5) = 55 км;

L (А-2) = 60 км;

L (А-4) = 30 км;

L (2-4) = 33 км;

L (2-5) = 24 км;

L (5-1) = 35 км;

L (5-4) = 35 км;

L (5-3) = 50 км;

L (1-3) = 30 км.

Общая протяженность сетей каждого варианта:


L = (А - 3) × 2 + (А - 1) × 2 + (А - 5) × 2 + (А - 2) × 2 + (А - 4) × 2 = 30 × 2 + 53 × 2 + 55 × 2 + 60 × 2 + 30 × 2 = 60 + 106 + 110 + 120 + 60 = 456 км

L = (А - 3) × 2 + (А - 1) × 2 + (1 - 5) + (5 - А) + (А - 4) × 2 + (4 - 2) × 2 = 30 × 2 + 53 × 2 + 35 + 55 + 30 × 2 + 33 × 2 = 60 + 106 + 90 + 60 + 66 = 382 км

L = (А - 3) × 2 + (3 - 1 - 5) + (А - 4) × 2 + (4 - 2) × 2 = 30 × 2 + (30 + 35 + 50) + 30 × 2 + 33 × 2 = 60 + 115 + 60 + 66 = 301 км

L = (А - 3 - 1) + (А - 4) × 2 + (4 - 5 - 2) = (55 + 30 + 30) + 30 × 2 + (33 + 24 + 35) = 115 + 60 + 92 = 267 км

L = (А - 5) × 2 + (5 - 3 - 1) + (5 - 4 - 2) = 55 × 2 + (23 + 33 + 35) + (35 + 30 + 50) = 110 + 206 = 316 км

L = (2 - 5) × 2 + (5 - 1) × 2 + (А - 5) × 2 + (А - 3) × 2 + (А - 4) × 2 = 24 × 2 + 35 × 2 + 55 × 2 + 30 × 2 + 30 × 2 = 48 + 70 + 110 + 120 = 348 км


2. ВЫБОР НОМИНАЛЬНОГО НАПРЯЖЕНИЯ


Выбор номинального напряжения, электрической сети, ее схемы, образуемая линиями электропередачи - эти фундаментальные характеристики определяют капиталовложения и расходы по эксплуатации электрической сети, и поэтому их комплекс должен отвечать требованиям экономической целесообразности. При этом следует учитывать, что указанные характеристики и параметры сети находятся в тесной технико-экономической взаимосвязи. Так изменение схемы сети может повлечь необходимость изменений не только сечения проводов воздушных линий и схем подстанций, но и изменения ее номинального напряжения. Для этого может, применено эмпирическое расчетное выражение экономически целесообразного номинального напряжения кВ.

Для расчетов предварительно выбираем два варианта.


2.1 Выбор номинального напряжения для I варианта


Рис. 3 - Электрическая сеть промышленного района, вариант I

Для кольцевой цепи 3 - 5 - 1 - 3:


Рис. 4 - Кольцевая цепь 3 - 5 - 1 - 3



Тогда напряжение:

Для кольцевой цепи 3 - 5 - 1 - 3 по полученным результатам расчета экономически целесообразного номинального напряжения выбираем напряжение 110 кВ.

Для радиальной цепи 3 - А - 4 - 2:



Рис. 5 - Радиальная цепь 3 - А - 4 - 2


- по одной линии

- по одной линии

- по одной линии


Тогда напряжение:

Для радиальной цепи 3 - А - 4 - 2 по полученным результатам расчета экономически целесообразного напряжения выбираем напряжение 110 кВ.



2.2 Выбор номинального напряжения для II варианта


Рис. 6 - Электрическая сеть промышленного района ,вариант II


Для кольцевой цепи А - 1 - 3 - А:


Рис. 7 - Кольцевая цепь А - 1 - 3 - А



Тогда напряжение:

Для кольцевой цепи А - 1 - 3 - А по полученным результатам расчета экономически целесообразного номинального напряжения выбираем напряжение 110 кВ. Раскладываем кольцевую цепь на цепь с двумя источниками питания 4 - 2 - 5 - 4:


Рис. 8 - Кольцевая цепь 4 - 2 - 5 - 4:

электрический сеть провод компенсирующий


Для кольцевой цепи 4 - 2 - 5 - 4 по полученным результатам расчета экономически целесообразного номинального напряжения выбираем напряжение 110 кВ.

Тогда напряжение:

Для радиальной цепи А - 4:


Рис. 9 - Радиальная цепь А - 4


- по одной линии


Тогда напряжение:

.

Для радиальной цепи А - 4 по полученным результатам расчета экономически целесообразного напряжения выбираем напряжение 110 кВ.


3. ПОТРЕБЛЕНИЕ АКТИВНОЙ И БАЛАНС РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ В ПРОЕКТИРУЕМОЙ СЕТИ


Потребление активной мощности в проектируемой сети в период наибольших нагрузок слагается из заданных нагрузок в пунктах потребления электроэнергии и потерь мощности в линиях, понижающих трансформаторах и автотрансформаторах.

Источниками активной мощности в электроэнергетических системах являются электрические станции. Установленная мощность генераторов электростанций должна быть, чтобы покрыть все требуемые нагрузки с учетом потребителей собственных нужд станций и потерь мощности в элементах сети, а также обеспечить необходимый резерв мощности в системе.

Наибольшая суммарная активная мощность, потребляемая в проектируемой сети, составляет:



где:

- наибольшая активная нагрузка подстанции i, i = 1,2….n;

= 0,95 - коэффициент одновременности наибольших нагрузок подстанций;

= 0,05 - суммарные потери мощности в сети в долях от суммарной нагрузки подстанций.

.

Находим наибольшую суммарную реактивную мощность:



Тогда полная суммарная мощность

Находим наибольшую суммарную полную мощность:



Тогда полная суммарная мощность

Для комплексной оценки потерь реактивной мощности в трансформаторах и автотрансформаторах можно принять, что при каждой трансформации напряжения потери реактивной мощности составляют приблизительно 10 % от передаваемой через трансформатор полной мощности:



где:

= 1 - количество трансформаций напряжения от источника до потребителей в i - м пункте сети.

Суммарная наибольшая реактивная мощность, потребляемая с шин электростанций или районной подстанции, являющихся источниками питания для проектируемой сети может быть оценена по выражению:



где:

- наибольшая реактивная нагрузка узла i, i = 1,2….n;

= 0,98 - коэффициент одновременности наибольших реактивных нагрузок потребителей;

- суммарные потери реактивной мощности в трансформаторах и авто трансформаторах.

.


4. ВЫБОР ТИПА, МОЩНОСТИ И МЕСТО УСТАНОВКИ КОМПЕНСИРУЮЩИХ УСТРОЙСТВ


Полученное значение суммарной потребляемой реактивной мощности сравнивается с указанным на проект значением реактивной мощности:



cos? = 0,93 - коэффициент мощности на РЭС.



При проектируемой сети должны быть установлены компенсирующие устройства (КУ), суммарная мощность которых определяется из выражения:


104,180 МВАр > 47 МВАр;

.


На каждой подстанции должны быть установлены конденсаторные батареи мощностью:



Компенсация реактивной мощности оказывает существенное влияние на экономические показатели функционирования электрической сети, так как позволяет снизить потери активной мощности и электроэнергии в элементах сети. При выполнении норм экономически целесообразной компенсации реактивной мощности у потребителей на шипах НН подстанций должен быть доведен до значения . Следуя указаниям, для сети 6-20 кВ, присоединенной к шинам подстанций с высшим напряжением 35, 110-150 и 220-330 кВ, базовый экономический коэффициент реактивной мощности принимается равным соответственно напряжениям 0,25; 0,3; 0,4.

Например, для напряжения 110 кВ:



Требуемая мощность конденсаторных батарей исходя из экономически целесообразного подхода:



Используя каталоги конденсаторных батарей [2] для компенсирующих устройств, подбираем их суммарную мощность. Результаты выбора, в том числе тип и количество сводим в таблицу 2.


Таблица 2 - Выбор конденсаторных батарей для компенсирующих устройств

№ узлаЧисло КУТип КУQб,i , МВAрQбi - Q ki, МВAр14УКЛ(П)56 - 10,5 - 3150 УЗ4×3,15+2×1,35=15,30,62УКЛ(П)56 - 10,5 - 1350 УЗ24УКЛ(П)56 - 10,5 - 900 УЗ4×0,9+2×2,7=9- 0,52УКЛ(П)56 - 10,5 - 2700 УЗ32УКЛ(П)56 - 10,5 - 2700 УЗ2×2,7+2×1,8=9- 0,452УКЛ(П)56 - 10,5 - 1800 УЗ44УКЛ(П)56 - 10,5 - 2250 УЗ4×2,25+2×0,45=9,9- 0,352УКЛ(П)56 - 10,5 - 450 УЗ54УКЛ(П)56 - 10,5 - 2700 УЗ4×2,7+2×0,45=11,7- 0,042УКЛ(П)56 - 10,5 - 450 УЗ

Находим реактивную мощность, потребляемую в узлах из системы с учетом компенсирующих устройств:



Находим полную мощность с учетом компенсирующих устройств:





5. ВЫБОР СЕЧЕНИЯ ПРОВОДОВ ВЛ 110 кВ


Сечения проводников электрической сети выбираются в зависимости от потока мощности, передаваемой по отдельным участкам линий электропередач. Сечения воздушных ЛЭП должны, как правило, укладываться в диапазон:

- 150 мм2 - при напряжении 35 кВ;

- 240 мм2 - при 110 кВ;

- 400 мм2 - при 220 кВ.

Следует помнить, что по условиям короны существуют ограничения по минимальному сечению для воздушных ЛЭП напряжением выше 35 кВ.


- для одноцепной линии

- для двухцепной линии


где:

?i - коэффициент нагрузки, учитывающий изменение нагрузки по годам эксплуатации, принято ?i = 1,05;

?t - коэффициент, учитывающий число часов использования максимальной нагрузки линии и попадания её в максимум энергосистемы, принято ?t = 1. Uном = 110 кВ.


5.1 Расчет сечения проводов для варианта I


Выбор мощности Si для I варианта:



Рис. 10 - Вариант I


Для кольцевой цепи 3 - 5 - 1 - 3:


Рис. 11 - Кольцевая цепь 3 - 5 - 1 - 3



Для радиальной цепи 3 - А - 4 - 2:


Рис. 12 - Радиальная цепь 3 - А - 4 - 2


- по одной линии

- по одной линии

- по одной линии


Соответствующие токи:




Полученные данные сводим в таблицу. Сечение проводов ВЛ 110 кВ выбираются в зависимости от напряжения, расчетной токовой нагрузки, района по гололеду [3, с. 12].

При расчете ВЛ и их элементов должны учитываться климатические условия - ветровое давление, толщина стенки гололеда, температура воздуха, степень агрессивного воздействия окружающей среды, интенсивность грозовой деятельности, пляска проводов и тросов, вибрация.

Определение расчетных условий по ветру и гололеду согласно ПУЭ должно производиться на основании соответствующих карт климатического районирования территории РФ с уточнением при необходимости их параметров в сторону увеличения или уменьшения по региональным картам и материалам многолетних наблюдений гидрометеорологических станций и метеопостов за скоростью ветра, массой, размерами и видом гололедно-изморозевых отложений. В малоизученных районах для этой цели могут организовываться специальные обследования и наблюдения (п.2.5.38 ПУЭ: Глава 2.5. Воздушные линии электропередачи напряжением выше 1 кВ) [4].

Минимальный диаметр проводов ВЛ по условиям короны и радиопомех при напряжении 110 кВ должен быть не менее 11,4 мм (АС 70/11), при напряжении 220 кВ 21,6 мм (АС 240/32) или 24,0 мм (АС 300/39).


Таблица 3 - Сечения проводников электрической сети варианта I

Линия3 - 55 - 11 - 3А - 3А - 44 - 2Si, МВА22,80,942,540,7721,428,94Ip,i , А125,65234112,35924,6ПроводАС - 120АС - 120АС - 120АС - 120АС - 120АС - 120

Выбранное сечение провода должно быть проверено по допустимой токовой длительной нагрузке по нагреву [3, с. 16]: IP.H ? IДОП.

Рассмотрим аварийный режим: обрыв одной линии:



- для одноцепной линии

- для двухцепной линии


Рассмотрим на примере, а остальные расчеты сведем в таблицу:


Таблица 4 - Сечение провода по допустимой токовой длительной нагрузке по варианту I

Линия3 - 55 - 11 - 3А - 3А - 44 - 2Sав, МВА61,8259,6219,7181,5346,917,88ПроводАС - 120АС - 120АС - 120АС - 120АС - 120АС - 120IP.H ,А340,7328,6108,6224,7129,2349,3Iдоп, А375375375375375375

5.2 Расчет сечения проводов для варианта II


Выбор мощности Si для варианта II:



Рис. 13 - Электрическая сеть промышленного района, вариант II


Для кольцевой цепи А - 1 -3 - А:


Рис. 14 - Кольцевая цепь А - 1 - 3 - А



Для кольцевой цепи 4 - 2 - 5 - 4:


Рис. 15 - Кольцевая цепь 4 - 2 - 5 - 4:



Для радиальной цепи А - 6.


Рис. 16 - Радиальная цепь А - 6



- по одной линии


Полученные данные сводим в таблицу:


Таблица 5 - Сечения проводников электрической сети варианта II

ЛинияА - 11 - 33 - АА - 44 - 22 - 55 - 4Si, МВА2615,137,732,418,915,1220,9Ip,i , А143,383,22207,7789,352,141,66115,2ПроводАС - 120АС - 120АС - 185АС - 120АС - 150АС - 120АС - 120

Сечение проводов ВЛ 110 кВ выбираются в зависимости от напряжения, расчетной токовой нагрузки, района по гололеду. Выбранные проводники представлены в таблице:

Выбранное сечение провода должно быть проверено по допустимой токовой нагрузке по нагреву: IP.H ? IДОП. Рассмотрим аварийный режим: обрыв одной линии:


- для одно цепной линии



- для двух цепной линии


Рассмотрим на примере, а остальные расчеты сведем в таблицу:


Таблица 6 - Сечение провода по допустимой токовой длительной нагрузке по варианту II

ЛинияА - 11 - 33 - АА - 44 - 22 - 55 - 4Sав, МВА6019,716064,839,817,8839,8ПроводАС - 120АС - 120АС - 185АС - 120АС - 150АС - 120АС - 120IP.H ,А330,66108,62330,66178,56219,34 98,54 219,34Iдоп, А375375510375450375375


6. ВЫБОР ТРАНСФОРМАТОРОВ


Количество трансформаторов выбирается с учетом категорий потребителей по степени надежности. Так как по условию курсового проекта, на всех подстанциях имеются потребители 1 категории и , то число устанавливаемых трансформаторов должно быть не менее двух. В соответствии с существующей практикой проектирования и согласно ПУЭ мощность трансформаторов на понижающих подстанциях рекомендуется выбирать из условия допустимой перегрузки в послеаварийных режимах до 30% в течение 2 часов. Выбираем соответствующие типы трансформатора по табл. 1.4.2 - 1.4.5 [3]. Полная мощность ПС № 2 S2=17,88МВА, поэтому на ПС № 2 необходимо установить два трансформатора мощностью . Аналогично выбираем для других ПС и сводим в таблицу:


Таблица 7 - Выбор трансформаторов

№ ПСSi , МВАКол - воТип трансформатора217,882ТРДН - 40000/110521,912ТРДН - 40000/110424,962ТРДН - 40000/110131,912ТРДН - 40000/110319,712ТРДН - 40000/110

Таблица 8 - Технические данные трансформаторов

ТипSном, МВАUном, кВUк, %?Pк, кВт?Pх, кВтIх, %Rт, ОмХт, Ом?Qх, кВарВНННТРДН - 40000/110401156,3; 10,510,5172360,651,434,7260

На каждой ПС выбираем по 2 трансформатора, это связано с тем, что Рнагр больше 10 МВт.



7. ВЫБОР СХЕМ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ ПОДСТАНЦИЙ


Основные требования к главным схемам электрических соединений:

схема должна обеспечивать надежное питание присоединенных потребителей в нормальном, ремонтном и послеаварийном режимах в соответствии с категориями нагрузки с учетом наличия или отсутствия независимых резервных источников питания;

схема должна обеспечивать надежность транзита мощности через подстанцию в нормальном, ремонтном и послеаварийном режимах в соответствии с его значением для рассматриваемого участка сети;

схема должна быть по возможности простой, наглядной, экономичной и обеспечивать средствами автоматики восстановление питания потребителей в послеаварийной ситуации без вмешательства персонала;

схема должна допускать поэтапное развитие РУ с переходом от одного этапа к другом;

без значительных работ по реконструкции и перерывов в питании потребителей;

число одновременно срабатывающих выключателей в пределах одного РУ должно быть не более двух при повреждении линии и не более четырех при повреждении трансформатора.

Одним из важнейших принципов построения сети, обеспечивающих требования надежности и минимума приведенных затрат, является унификация конструктивных решений по подстанциям.

Наибольший эффект может быть достигнут при унификации наиболее массовых подстанций, являющихся элементами распределительной сети энергосистем.

Необходимым условием для этого является типизация главных схем электрических соединений, определяющих технические решения при проектировании и сооружения подстанций.


7.1 Применение схем распределительных устройств (РУ) на стороне ВН


Для I варианта.

Для подстанций ПС 1, и ПС 5 выбираем схемы «мостик с выключателями в цепях линий и ремонтной перемычкой со стороны линий».


Рис. 13 - Схема распределительных устройств подстанций ПС 1 и ПС 5


Для ПС 2 и ПС 4 выбирают схемы «два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий».



Рис. 14 - Схема распределительных устройств подстанций ПС 2 и ПС 4


Для центра питания А и ПС 3 выбирают схему «одна рабочая секционированная выключателем система шин».


Рис. 15 - Схема распределительных устройств для центра питания А и ПС 3


Для II варианта.

Выбираем «мостик с выключателями в цепях линий и ремонтной перемычкой со стороны линий».


7.2 Применение схем РУ 10 (6) кВ


Для I варианта и II варианта.

Применяют схемы - «две одиночные секционированные выключателями системы шин», так как на всех этих подстанциях установлены два трансформатора с расщепленной обмоткой НН.




СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ


1.Практические задачи электрических сетей: учебное пособие /С. С. Ананичева, М. А. Калинкина. - Екатеринбург: УрФУ, 2012. - 112 с.

2.Конденсаторные установки высокого напряжения нерегулируемые, стандартной комплектации, для эксплуатации внутри помещения (У3) //ОАО «СКЗ КВАР» <URL:http://kvar.su/kondensatornye-ustanovki-vysokogo-n/> (дата обращения 22.0914)

.Ананичева С.С., Мызин А.Л., Шелюг С.Н. Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования : Учебное электронное текстовое издание. - Екатеринбург: ГОУ ВПО УГТУ-УПИ, 2005. - 52 с.

.Правила устройства электроустановок: Седьмое издание /Информационное агентство «Elec.ru» <URL:http://www.elec.ru/library/> (дата обращения 22.0914).

.Справочник по проектированию электрических сетей /под ред. Д. Л. Файбисовича. - 4-е изд., перераб. и доп. - М. :ЭНАС, 2012. - 376 с.


Пример контрольной работы ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ СИСТЕМЫ И СЕТИ ВВЕДЕНИЕ Уровень развити

Больше работ по теме:

КОНТАКТНЫЙ EMAIL: [email protected]

Скачать реферат © 2017 | Пользовательское соглашение

Скачать      Реферат

ПРОФЕССИОНАЛЬНАЯ ПОМОЩЬ СТУДЕНТАМ