991

Электропитающие системы и электрические сети

Курсовая

Энергетика

Баланс активной мощности и выбор генераторов ТЭЦ. Обоснование схемы и напряжения электрической сети. Регулирование напряжения. Расчет установившегося режима электрической сети. Приведение нагрузок узлов и мощности ТЭЦ к стороне ВН.

Русский

2013-01-06

236 KB

128 чел.

Федеральное агентство по образованию

Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования

СЕВЕРО-ЗАПАДНЫЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ЗАОЧНЫЙ

ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ

КАФЕДРА ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ

КУРСОВОЙ ПРОЕКТ

По курсу: «Электропитающие системы и электрические сети».

Факультет:          энергетический

Специальность:  140211

Курс:                   5

Шифр:                9101031938

Преподаватель:  Костин В.Н.

Студент:            Савельев М.В.

2010 г.
Задание на курсовой проект.

Проектируемая электроэнергетическая система представлена существующей районной подстанцией (узел 1) и тремя развивающимися узлами нагрузки (узлы 2, 3 и 4) с расчетными мощностями Р2, Р3, Р4.

Из балансов активной и реактивной мощности электроэнергетической системы более высокого уровня известно, что в период максимальной нагрузки мощность, передаваемая через районную подстанцию к узлам нагрузки 2, 3 и 4 ограничена величиной Р1+jQ1.

Система является дефицитной по активной мощности (Р1234), поэтому в узле 2, где имеются мощные потребители тепловой энергии, планируется строительство ТЭЦ, от шин генераторного напряжения которой будет получать питание нагрузка узла 2, а избыточная мощность ТЭЦ через шины высшего напряжения может передаваться в систему.

Исходные данные для проектирования:

- рисунок «в»;

- Р1 = 50 МВт;

- Q1 = 25 Мвар;

- Р2 =  50 МВт;

- Р3 = 35 МВт;

- Р4 = 65 МВт;

- масштаб 1см: 15 км.

Общие для всех вариантов данные:

  1.  Во всех узлах нагрузки имеются электроприемники 1, 2 и 3-й категорий по надежности электроснабжения.
  2.  Номинальные напряжения на шинах районной подстанции (узел 1) U1 ном = 110 и 220 кВ; уровень напряжения в период наибольшей нагрузки U1 = 1,05 U1 ном.
  3.  Мощность собственных нужд ТЭЦ Рсн составляет 10% от мощности станции; коэффициент реактивной мощности нагрузки tgφсн = 1,0.
  4.  Продолжительность использования наибольшей нагрузки в узлах 2, 3 и 4 Тmax > 5000 ч.
  5.  Коэффициенты реактивной мощности нагрузок в узлах 2, 3 и 4 соответственно составляют tgφ2 = 0,7; tgφ3 = 0,8; tgφ4 = 0,9.


  1.  Баланс активной мощности и выбор генераторов ТЭЦ.

Баланс активной мощности, составляемый в энергосистеме для режима максимальной нагрузки, представляет собой равенство генерируемой и потребляемой мощностей в электрической системе

Где Рi – активные мощности нагрузок в узлах, i = 2, 3, 4;

кр = 0,9 – коэффициент разновременности максимумов активной нагрузки;

Р1 – активная мощность, передаваемая через районную подстанцию;

РТЭЦ – мощность генераторов ТЭЦ;

ΔРΣ – суммарные потери мощности в линиях и трансформаторах;

РСН = 0,1РТЭЦ – мощность собственных нужд ТЭЦ.

Величина потерь ΔРΣ ориентировочно составляет 5-10% от суммарной потребляемой активной мощности в системе.

Из уравнения баланса определяется мощность РТЭЦ.

Выбираем 2 генератора Т – 63 с параметрами:

Таблица 1

Тип генератора

Частота вращения, об/мин

Sном, МВА

Рном, МВт

Uном, кВ

tgφном

Т - 63

3000

78,75

63

10,5

0,75

 

После выбора количества и мощности генераторов определяется суммарная установленная мощность ТЭЦ:

;

.

Мощность, выдаваемая станцией в систему:

,

где

Где .

  1.  Обоснование схемы и напряжения электрической сети.

Электрическая сеть должна обеспечить надежное электроснабжение потребителей и требовать для своего развития наименьших затрат материальных ресурсов.

Для, приведенного на рисунке 2,а взаимного расположения узлов сети примем возможные к сооружению линии электропередачи. Получаем четыре возможных варианта электрической сети (в, г, д, е). В каждом варианте обеспечивается прямая связь ТЭЦ с энергосистемой; потребители в узлах 3 и 4 получают питание по двум линиям (или двухцепной линии) электропередачи.

Во всех схемах при аварийном отключении любой линии электропередачи обеспечивается электроснабжение потребителей 3 и 4 и сохраняется связь ТЭЦ с энергосистемой.

Из сопоставления схем в, г, д, и е видно, что схемы в и г будут дешевле, поскольку суммарная длина линий в этих исполнениях исполнении значительно меньше, чем в остальных схемах.

Схемы в и г по суммарной длине линий в одноцепном исполнении практически одинаковы. Сопоставим эти схемы по количеству силовых выключателей, условно обозначенных жирными точками. В схеме в на 2 выключателя больше. Таким образом, для дальнейшего рассмотрения следует оставить схему г.

При определении напряжения электрической сети сначала оценим напряжения отдельных линий, а потом примем напряжение всей сети. Для того, чтобы найти напряжение отдельных линий, необходимо знать потоки мощности в линиях. Расчет предварительного (без учета потерь) распределения мощностей в разомкнутых сетях определяется по первому закону Кирхгофа.

Для определения предварительного распределения мощностей в разомкнутой сети эта сеть разрезается по источнику питания (узлу 1) и представляется сетью с двухсторонним питанием. На рисунке 3 показана сеть с двухсторонним питанием трех нагрузок –РТЭЦ с, Р3 и Р4. Мощность ТЭЦ представлена отрицательной нагрузкой. Направления мощностей Рij в линиях задаются произвольно. Если при расчете некоторая мощность Рij будет иметь отрицательный знак, то эта мощность течет в направлении, противоположном выбранному.

Поскольку сечения линий еще не выбраны, распределение мощностей определяется по длинам линий. Мощности, протекающие по головным участкам сети, определяются по следующим выражениям:

Где L12 = 22,5 км;

L23 =45  км;

L34 = 36 км;

L41I =30  км.

Проверим правильность вычисления

Мощности, протекающие по линиям 3-4 и 4-2, рассчитываются по первому закону Кирхгофа.

.

Номинальное напряжение линии электропередачи определяется активной мощностью Р, передаваемой по линии, и расстоянием L, на которое эта мощность передается. Т.к. длина линий менее 250 км и передаваемая по ним мощность менее 60 МВт, то для вычисления напряжения линий электропередачи можно воспользоваться формулой Стилла:

.

Полученные напряжения округляются до ближайших больших стандартных величин. По результатам анализа полученных напряжений принимается номинальное напряжение электрической сети Uном с = 110 кВ.

  1.  Баланс реактивной мощности, выбор мощности и размещение компенсирующих устройств.

Баланс реактивной мощности, составляемый для режима наибольшей нагрузки, представляет собой равенство генерируемой и потребляемой реактивных мощностей в электрической системе:

 

Где Qi = Pitgφi – реактивные мощности нагрузок в узлах:

Q1 – реактивная мощность, передаваемая через районную подстанцию;

ΔQл и ΔQТ – потери мощности в линиях и трансформаторах;

QТЭЦ у, QСН – реактивная мощность ТЭЦ и ее собственных нужд;

Qс – зарядная мощность линии электропередачи;

QКУ – требуемая суммарная мощность компенсирующих устройств.

В предварительных расчетах можно принять:

Из уравнения баланса реактивной мощности определяется требуемая суммарная мощность компенсирующих устройств.

Распределение мощности QКУ между потребителями решим упрощенно. В узле 2 компенсирующие устройства не размещаются, поскольку в этом узле находится ТЭЦ, генераторы которой являются мощным источником реактивной мощности.

Распределение мощности QКУ между узлами 3 и 4 выполняется по равенству коэффициентов реактивной мощности в этих узлах:

 

Искомые мощности компенсирующих устройств в узлах составят

После определения мощностей компенсирующих устройств расчетные нагрузки в узлах составят:

, i = 3, 4.

  1.  Выбор и проверка сечений проводов линий электропередачи.

Для выбора сечения проводов воздушных линий электропередачи необходимо знать полные мощности, протекающие по линиям. Предварительное распределение реактивных мощностей в линиях электрической сети определяется так же, как и активных мощностей.

Проверка

Полная мощность

Для принятого номинального напряжения сети ток в линии составит

Сечения проводов воздушных линий электропередачи выбираются по экономической плотности тока jэ. Значения jэ зависят от продолжительности наибольшей нагрузки Тmax. Jэ = 0,8 А*мм2

Сечение провода, соответствующее экономической плотности тока:

Полученное сечение округляется до ближайшего стандартного сечения.

Для линии 1-2 – 240 мм2,

Для линии 2-3 – 400 мм2,

Для линии 3-4 – 70 мм2,

Для линии 1-4 – 400 мм2.

В соответствии с ПУЭ минимальные сечения проводов по условию ограничения потерь на корону составляет 70 мм2 для линий напряжением 110 кВ, значит, выбранные провода,  удовлетворяют требованиям ПУЭ.

Выбранные сечения проводов проверяются по допустимому длительному току Iдоп (по нагреву) в послеаварийном режиме работы электрической сети, под которым подразумевается отключение любой линии. По мощностям определяются токи в линиях в послеаварийном режиме Iij па и проверяется условие

Отключение линии 1-2:

по линии 2-4 протекает мощность, равная мощности SТЭЦ с = 78,86 МВА

по линии 3-4 протекает мощность S34 = SТЭЦ с -S4 = 78,86-71 = 7,86 МВА

по линии 1-4 протекает мощность S14 = S3 + S34 = 38,23 + 7,86 = 46,09 МВА

Таким образом, после проведения проверки по допустимому длительному току, установлено, что провода выбраны правильно.

Таблица  2

Линия

Сечение, мм2

r0, Ом/км

Х0, Ом/км

b0 * 10-6, См/км

Iдоп, А

1-2

240

0,12

0,41

2,81

610

2-3

400

0,08

0,43

2,65

800

3-4

70

0,4

0,44

2,55

265

1-4

400

0,08

0,43

2,65

800

  1.  Выбор схемы выдачи мощности и трансформаторов ТЭЦ.

Выбираем схему ТЭЦ с ГРУ (генераторное распределительное устройство). Связь с системой осуществляется через два трансформатора связи. Распределительное устройство высшего напряжения выполняется без сборных шин с перемычкой.

Для выбора трансформаторов связи должны выполняться следующие условия:

Выбираем два трансформатора ТРДН-40000/220 со следующими характеристиками:

- Sном = 40000 кВА;

- UВ ном = 230 кВ;

- UН ном = 11 кВ;

- ΔPxx = 50 кВт;

- ΔPкз = 170 кВт;

- uкз = 11,5%;

- Iхх = 0,5%.

Рисунок 1

  1.  Выбор трансформаторов и схем подстанций в узлах нагрузки.

На подстанциях, от которых получают питание потребители 1 и 2 категории, устанавливаются два трансформатора.

Мощность трансформаторов на подстанции выбирается с учетом допустимой перегрузки в аварийном режиме. Под аварийным режимом понимается аварийное отключение одного трансформатора. Всю нагрузку принимает на себя оставшийся в работе трансформатор.

Sрi – расчетная нагрузка в узле I;

Кп = 1,5 – коэффициент допустимой перегрузки.

Для узла 3 выбираются 2 трансформатора ТРДН – 40000/220.

Для узла 4 выбираются 2 трансформатора ТРДН – 40000/220.


Рисунок 2

Схемы подстанции в узлах нагрузки 3 и 4 выбираем как транзитные в замкнутой схеме. РУ ВН (220 кВ) выполняется открытым. При количестве присоединений до четырех (2 присоединения – линии, 2 – трансформаторы) РУ ВН выполняется без сборных шин. Для обеспечения транзита мощности в РУ ВН предусматривается рабочая перемычка с выключателем. При выполнении ремонтных работ транзит мощности осуществляется через ремонтную перемычку без выключателя.

РУ НН 10 кВ собирается из комплектных ячеек и состоит из четырех секций шин, соединенных секционным выключателем.

Поскольку в состав потребителей входят электроприемники 1 категории, на секционных выключателях предусматривается автоматика ввода резервного питания АВР.

  1.  Приведение нагрузок узлов и мощности ТЭЦ к стороне ВН.

В соответствии с заданием нагрузки узлов заданы на стороне низшего напряжения 10 кВ. Приведение нагрузок к стороне высшего напряжения  выполняются для последующего упрощения расчетной схемы установившегося режима электрической сети.

На рисунке 6 показан участок схемы электрической сети: 2 линии подходят к узлу i. Нагрузка на стороне НН составляет , ,

где ΔРТ и ΔQТ – потери активной и реактивной мощности в трансформаторах;

Qс1/2 и Qc2/2 – половины зарядных мощностей линий.

Рисунок 6

Рассчитаем потери мощности в трансформаторах для узлов 3 и 4.

Зарядная мощность линий вычисляется по выражению

Нагрузка на стороне НН для узлов 3 и 4

Рассмотрим эквивалентную схему ТЭЦ. Через трансформаторы протекает мощность

Приведение мощности ТЭЦ к стороне ВН выполняется также, как для подстанций, но с учетом направления мощности

Рисунок 7

После приведения мощностей узлов к стороне ВН схемы замещения этих узлов сводятся к более простому виду, показанному на рисунках 6 и 7.


  1.  Расчет установившегося режима электрической сети.

Для расчета установившегося режима составляется схема замещения электрической сети с мощностями узлов, приведенными к стороне ВН.

Рисунок 9

При расчете замкнутой сети сначала определяется предварительное (без учета потерь) распределение мощностей

По погонным сопротивлениям рассчитаем параметры линий электропередач по формулам:

Линия 1-2

Линия 2-4

Линия 4-3

Линия 1-3

Мощности S34 и S42 определяем по первому закону Кирхгофа.

В результате расчета предварительного распределения мощностей определяется узел потокораздела. Этим узлом является узел 2. По узлу потокораздела схема разрезается на два магистральных участка (1-2 и1I-4-3-2).

Рассчитаем магистральный участок 1-2. Определяются потоки мощности в линиях с учетом потерь мощности; этот расчет ведется по номинальному напряжению сети Uном от конца схемы к ее началу.

Потери мощности в линии между узлами i и j  определяются по выражениям:

Мощность в начале линии отличается от мощности в конце линии на величину потерь мощности

Мощность, потребляемая участком схемы 1-3-2 из узла 1 составит:

Аналогично рассчитаем участок 1I-4-3-2.

Потери мощности в линии между узлами i и j  определяются по выражениям:

Мощность в начале линии отличается от мощности в конце линии на величину потерь мощности

Мощность, потребляемая участком схемы 1I-4-2 из узла 1 составит:

По заданному напряжению в узле 1 и полученным потокам мощности определяются потери напряжения в линиях сети и напряжения в ее узлах.

Потери напряжения в линии между узлами i и j определяются по выражению

Напряжение в конце линии 1I-4 составит

Потери напряжения в линии 4-3 составят

Напряжение в конце линии 1I-4 составит

  1.  Регулирование напряжения.

Цель регулирования напряжения – обеспечение требуемого ПУЭ уровня напряжения на шинах 10 кВ подстанций в узлах нагрузки 3 и 4. В режиме наибольшей нагрузки это напряжение должно быть не ниже 1,05 Uном (10,5 кв). Средством регулирования напряжения в выполняемом проекте являются трансформаторы с РПН.

Проведем расчет для узла 3.

При расчете установившегося режима в узле 3 получено напряжение U3 = 108,7 кВ. Напряжение UI3 (напряжение на вторичной обмотке трансформатора, приведенное к первичной обмотке) отличается от напряжения U3 на величину потерь напряжения в трансформаторе

, где n – количество трансформаторов на подстанции.

Проведем расчет для узла 3.

Активное и индуктивное сопротивления трансформатора вычисляются по его паспортным данным

Напряжение на вторичной обмотке трансформатора составляет

Uотв 0 – напряжение нулевого ответвления РПН.

Так как напряжение на вторичной стороне трансформатора отличается от требуемого ПУЭ, необходимо переключить РПН с нулевого ответвления на желаемое ответвление, обеспечивающее на вторичной обмотке трансформатора напряжение не ниже 10,5 кВ:

Подбираем напряжение стандартного ответвления

Определим напряжение на вторичной обмотке трансформатора после регулирования:

Полученное значение удовлетворяет требованиям ПУЭ.

Аналогично проведем расчет для узла 4.

Напряжение на вторичной обмотке трансформатора составляет

Так как напряжение на вторичной стороне трансформатора отличается от требуемого ПУЭ, необходимо переключить РПН с нулевого ответвления на желаемое ответвление, обеспечивающее на вторичной обмотке трансформатора напряжение не ниже 10,5 кВ:

Подбираем напряжение стандартного ответвления

Определим напряжение на вторичной обмотке трансформатора после регулирования:

Полученное значение удовлетворяет требованиям ПУЭ.


 

А также другие работы, которые могут Вас заинтересовать

3932. Социальная технология подготовки кандидата на конкурс Містер факультету 40.5 KB
  Социальная технология подготовки кандидата на конкурс Містер факультету Общественная потребность, которую призванная удовлетворить социальная технология: недостаточный уровень развития организационных навыков у студентов и низкое качество творческих...
3933. Характеристика адміністративної системи з точки зору системної теорії на прикладі магазину продажу взуття Монарх 123.5 KB
  Характеристика адміністративної системи з точки зору системної теорії Об’єктом для системного аналізу буде магазин продажу взуття «Монарх», тому що в ній я мала досвід роботи. Система. В даному випадку системою є магазин продажу взуття «М...
3934. Фіналіст AES – шифр Serpent 134.5 KB
  Тема доповіді – Фіналіст AES – шифр Serpent. План Загальні відомості про конкурс AES. Основні відомості про шифр Serpent Структура алгоритму Розшифрування та розширення ключа. Алгоритм вибору підключів і...
3935. Легальна влада, її сутність та особливості 133 KB
  Міждисциплінарна сутність категорії влади, що розглядається як соціологією, так і політологією, психологією та ін, складність у визначенні співвідношення фактичної та формальної влади породжують проблему співвідношення понять легальної, легітимної та політичної влади.
3936. Економічна думка Стародавнього Сходу та Китаю 146 KB
  Вступ Господарство перших цивілізацій в історії людства мало багато спільних рис, разом з тим відзначалося певними особливостями, що відрізняло їх від країн античного світу (Стародавня Греція та Рим), які виникли і розвивалися на господарській та ду...
3937. Внесок М. Грушевського в українську культуру на теренах національної історіографії 44.5 KB
  Внесок М. Грушевського в українську культуру на теренах національної історіографії. Актуальність дослідження. Вивчення історії історичної думки дозволяє виявити коло питань, що піднімалися вченими минулого, окреслити проблеми, досі не досліджен...
3938. Вивчення затухаючих і вимушених коливань в коливальному контурі 184 KB
  Вивчення затухаючих і вимушених коливаньв коливальному контурі Мета роботи. Вивчити затухаючі коливання в коливальному контурі, визначити логарифмічний декремент і добротність досліджуваного контура. Теоретичні відомості. Електромагні...
3939. Блокові та символьні пристрої для введення-виведення 111 KB
  Блокові та символьні пристрої для введення-виведення Блокові і символьні пристрої Типовий приклад блокового пристрою - пристрій керування дисками. Він виконує команди виду: read, write, seek (прочитати, записати або знайти блок із заданим номером)...
3940. Логические элементы. Диодно-транзисторная логика 913.5 KB
  Логические элементы Введение В настоящее время при разработке цифровых схем следующие типы логических элементов (ЛЭ): - диодно-транзисторные ЛЭ (ДТЛ) транзисторно-транзисторные ЛЭ (ТТЛ) эмиттерно-связанные ЛЭ (ЭСЛ) ЛЭ на М...