Электропитающие системы и электрические сети

Размещено на /

Курсовое проектирование

Исходные данные

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

Система является дефицитной по активной мощности , 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.

Вариант – 3

Рисунок – Г

Климатические условия:

Таблица 1

Вариант – 7

Таблица 2

1. Во всех узлах нагрузки имеются электроприёмники 1, 2 и 3-й категорий по надёжности электроснабжения.

2. Номинальные напряжения на шинах районной подстанции (узел 1) уровень напряжения в период наибольшей нагрузки

3. Мощность собственных нужд ТЭЦ составляет 10% от мощности станции; коэффициент реактивной мощности нагрузки .

4. Продолжительность использования наибольшей нагрузки в узлах 2, 3 и 4

5. Коэффициенты реактивной мощности нагрузок в узлах 2,3 и 4 соответственно составляют

Содержание проекта

1. Составление баланса активной мощности и выбор генераторов ТЭЦ

2. Обоснование схемы и напряжения электрической сети

3. Составление баланса реактивной мощности, выбор и размещение компенсирующих устройств

4. Выбор и проверка сечений проводов линий электропередачи

5. Выбор схемы выдачи мощности и трансформаторов ТЭЦ

6. Выбор трансформаторов и схем подстанций в узлах нагрузки

7. Приведение нагрузок узлов и мощности ТЭЦ к стороне высшего напряжения

8. Расчёт установившегося режима электрической сети

9. Регулирование напряжения в узлах нагрузки

10. Расчёт конструктивной части ВЛ

генератор электрический трансформатор провода

1. Составление баланса 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

- активные мощности нагрузок в узлах, ;

- коэффициент разновремённости максимумов активной нагрузки;

- активная мощность, передаваемая через районную подстанцию;

- мощность генераторов ТЭЦ;

- суммарные потери мощности в линиях и трансформаторах, и ориентировочно составляют 5…10% от суммарной потребляемой активной мощности в системе, ( в нашем случае принимаем 15 МВт или 10%)

- мощность собственных нужд ТЭЦ.

Из уравнения баланса определяем мощность

Выбираем номинальную мощность генераторов и их количество из табл.3 [1]:

Определяем суммарную установленную мощность ТЭЦ:

при , генератора.

Определяем мощность выдаваемую станцией в систему:

2. Обоснование схемы и напряжения электрической сети

Длины:

Рис.1

Для приведённого на рис.1а, взаимного расположения узлов сети и зная длины линий, примем возможные к сооружению ЛЭП (рис.1б).

Из сопоставления схем 1в и 1д видно, что ЛЭП –24 в схеме 1д длиннее, чем ЛЭП – 14 в схеме 1в и поэтому схему 1д из дальнейшего расчёта исключаем.

В схеме 1г суммарная длина ЛЭП в одноцепном исполнении значительно меньше, чем в схеме 1е. Схему 1е из дальнейшего расчёта исключаем.

При сравнении схем 1в и 1г по суммарной длине ЛЭП в одноцепном исполнении мы видим, что сема 1г на 8 км короче 212 км против 220 км и в схеме 1г на два силовых выключателей меньше. Таким образом для дальнейшего расчёта оставляем схему 1г, так как кольцевая схема соединений обеспечивает надёжность электропитания потребителей любой категории.

Для приближённого расчёта распределения мощностей в сети представим схему в виде сети с двухсторонним питанием (рис.2).

Рис.2

Мощность ТЭЦ в узле 2 представим в виде отрицательной нагрузки. Зададимся произвольным направлением мощности между узлами. Если при расчёте некоторая мощность будет иметь отрицательный знак, то эта мощность течёт в обратном направлении.

Поскольку сечения ЛЭП ещё не выбраны, распределение мощностей определяем по длинам линий.

Определяем потокораспределение активных мощностей на головных участках сети с двухсторонним питанием по формуле:

Проверяем правильность вычислений:

Находим потоки мощностей на остальных участках по первому закону Кирхгофа:

Потоки активных мощностей распределятся (рис.3)

Рис.3

По рассчитанным активным мощностям и длинам линий определяем напряжения.

Для расчёта номинальных напряжений воспользуемся эмпирическаой формулой Илларионова.

Полученное напряжение округляем до ближайшей большей стандартной величины, для ЛЭП-23 = 220 кВ, для остальных ЛЭП = 110 кВ, однако в замкнутой сети для всех ЛЭП , как правило, применяется одно наибольшее номинальное напряжение поэтому принимаем для всех ЛЭП

3. 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:

- реактивные мощности нагрузок в узлах 2, 3 и 4

- реактивная мощность, передаваемая через районную подстанцию 20 Мвар

- коэффициент разновремённости максимумов реактивной нагрузки.

и - потери мощности в линиях и трансформаторах.

- зарядная мощность линий электропередачи.

- требуемая суммарная мощность компенсирующих устройств.

В предварительных расчётах принимаем:

где

Распределение мощности между узлами 3 и 4 по равенству коэффициентов реактивной мощности в этих узлах. В узле 2 компенсирующие устройства не устанавливаем

Искомые величины компенсирующих устройств в узлах составят:

После определения мощностей , расчётные нагрузки в узлах составят:

4. Выбор и проверка сечений проводов линий электропередачи.

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

Проверяем правильность вычислений:

Потоки реактивной мощности на остальных участках по 1-му з-ну Кирхгофа:

Рис.4

Находим полную мощность протекающую между узлами по формуле:

Для принятого номинального напряжения в сети , находим ток в линиях :

Сечения проводов ВЛ выбираются по экономической плотности тока . Значение зависит от продолжительности наибольшей нагрузки выбираем из табл.4 [1]:

= 0,1 А/мм2, при

Сечение провода, соответствующее экономической плотности тока:

В соответствии с ПУЭ минимальное сечение проводов по условию ограничения потерь на корону составляет 240 мм2 для выбранного класса напряжения, поэтому принимаем сечение проводов 240 мм2 для всех ЛЭП нашей схемы.

Выбранные сечения проводов должны быть проверены по допустимому длительному току (по нагреву) в послеаварийном режиме работы электрической сети, под которым подразумевается отключение любой линии. Значения для проводов различных сечений выбираем из табл.5 [1].

Проверку по нагреву линий замкнутой сети, содержащей в одном из узлов ТЭЦ, выполняем поочерёдным отключением каждой линии этой сети:

Рис.5а

Отключение линии 1-3 рис.5а:

По линии 1-4 протекает вся мощность потребляемая из системы ;

По линии 2-3 протекает вся мощность ;

По линии 2-4 протекает мощность

Рис.5б

Отключение линии 1-4 рис.5б:

По линии 1-3 протекает вся мощность из системы

По линии 2-3 протекает мощность

По линии 2-4 протекает мощность

Рис 5в

Отключение линии 2-3 рис.5в

По линии 2-4 протекает вся мощность

По линии 1-4 протекает мощность

По линии 1-3 протекает мощность

Рис.5г

Отключение линии 2-4 рис.5г:

По линии 1-4 протекает мощность ;

По линии 2-3 протекает вся мощность ;

По линии 1-3 протекает мощность

По мощностям находим токи в линиях в послеаварийном режиме :

Для схемы 5а:

, где ;

Для схемы 5б:

Для выбранного нами сечения 240 мм2 , условие выполняется для любых схем в послеаварийном режиме.

5. Выбор схемы выдачи мощности и трансформаторов ТЭЦ

Схему выдачи мощности генераторами ТЭЦ строим по принципу схемы с генераторным распределительным устройством (ГРУ) рис.6. От шин ГРУ получают питание потребители на напряжении 10 кВ и потребители собственных нужд (с.н.) через трансформаторы собственных нужд ТСН напряжением 10/6 кВ.

В схеме (рис.6) ТЭЦ с ГРУ связь с системой осуществляется через два трансформатора связи Т. Выбор мощности трансформаторов производят с учётом графика тепловой нагрузки ТЭЦ, возможного отказа одного из генераторов:

Используя таблицу 6 [1] полученное значение мощности округляем до ближайшей большей номинальной мощности трансформатора

6. Выбор трансформаторов и схем подстанций в узлах нагрузки

На подстанциях, от которых получают питание потребители 1 и 2 категории устанавливают два трансформатора с учётом допустимой перегрузки в аварийном режиме, в следствии отключения одного из трансформаторов по формуле:

, где - коэффициент допустимой перегрузки.

Для узла 3:

Для узла 4:

Используя данные из табл.6 [1] округляем полученные значения мощностей до ближайших больших номинальных мощностей трансформаторов:

Для узла 3:

Для узла 4:

Поскольку схема нашей сети кольцевая, то и принимаем схемы подстанций в узлах 3 и 4 транзитные в замкнутой схеме.

Схема подстанции в узле 3 рис.7.

Схема подстанции в узле 4 рис.8.

7. Приведение нагрузок узлов и мощности ТЭЦ к стороне ВН

В соответствии с заданием нагрузки узлов заданы на стороне низшего напряжения (НН) 10 кВ. Приведение нагрузок к стороне высшего напряжения (ВН) выполняется для последующего упрощения расчётной схемы установившегося режима электросети.

На рис.9а показан участок схемы электрической сети: две линии W1 и W2 подходят к некоторому узлу i. Нагрузка на стороне НН составляет

.

Сема замещения этого участка сети приведена на рис.9,б . Нагрузка узла i , приведённая к стороне ВН определяется по формуле: