Электропитающие системы и электрические сети

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 1 В и 1д видно, что ЛЭП -24 в схеме 1д длиннее, чем ЛЭП — 14 в схеме 1 В и поэтому схему 1д из дальнейшего расчёта исключаем.

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

При сравнении схем 1 В и 1 г по суммарной длине ЛЭП в одноцепном исполнении мы видим, что сема 1 г на 8 км короче 212 км против 220 км и в схеме 1 г на два силовых выключателей меньше. Таким образом для дальнейшего расчёта оставляем схему 1 г, 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.

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:

1. По линии 1−4 протекает вся мощность потребляемая из системы ;

2. По линии 2−3 протекает вся мощность ;

3. По линии 2−4 протекает мощность

Рис.5б Отключение линии 1−4 рис.5б:

1. По линии 1−3 протекает вся мощность из системы

2. По линии 2−3 протекает мощность

3. По линии 2−4 протекает мощность

Рис 5 В Отключение линии 2−3 рис.5в

1. По линии 2−4 протекает вся мощность

2. По линии 1−4 протекает мощность

3. По линии 1−3 протекает мощность

Рис.5г Отключение линии 2−4 рис.5г:

1. По линии 1−4 протекает мощность ;

2. По линии 2−3 протекает вся мощность ;

3. 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 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 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:

где

и — потери активной и реактивной мощности в трансформаторах Т;

и — половины зарядных мощностей линий W1 и W2.

Рис.9

Потери мощности в трансформаторах вычисляем по выражениям:

п — количество трансформаторов в узле i

— расчётная нагрузка узла i кВА

— паспортные данные трансформаторов из табл.6.

Для узла 3:

Для узла 4:

Для узла 2:

Зарядную мощность линий вычисляем по формуле:

где

— количество цепей линии;

— удельная проводимость линий по табл.5.

L — длина линии км;

— номинальное напряжение сети кВ.

Для ЛЭП 1−3:

для ЛЭП 2−3:

для ЛЭП 2−4:

для ЛЭП 1−4:

Находим нагрузки узлов приведённых к стороне ВН:

Для узла 3:

для узла 4:

Рассмотрим эквивалентную схему ТЭЦ рис.10а Рис.10

Через трансформаторы Т протекает мощность:

Приведение мощности к стороне ВН выполняется так же, как и для подстанций, но с учётом направлении мощности.

После приведения мощностей узла 2 к стороне ВН схема замещения этого узла сводится к более простому виду рис. 10,б:

Узел 2:

Узел 3:

Узел 4:

Узел 1:

8. Расчёт установившегося режима электрической сети При выполнении расчёта заданными считаются:

1) Уровень напряжения на шинах районной подстанции (в узле 1) и на шинах ТЭЦ (в узле 2) в период наибольшей нагрузки ;

2) Приведённые к стороне ВН мощности нагрузок в узлах ;

3) Мощность ТЭЦ на стороне ВН ;

4) Параметры линий электропередачи, которые определяются по погонным сопротивлениям и, проводимости (табл.5) и длинам линий L: .

Находим параметры ЛЭП:

Для ЛЭП 1−3:

Для ЛЭП 2−3:

Для ЛЭП 2−4:

Для ЛЭП 1−4:

Для расчёта установившегося режима составим схему замещения электрической сети с мощностями узлов, приведёнными к стороне ВН. (рис.11)

Рис.11

При расчёте замкнутой сети сначала определим предварительно (без учёта потерь) распределение мощностей:

=

=

Для проверки правильности расчётов проверим условие:

Условие выполняется следовательно, расчёт мощностей головных участков выполнен правильно Мощности отдельных участков выполняем по первому закону Кирхгофа:

Потоки мощности направлены в обратные стороны, на что указывает знак минус.

Рис.12

В результате расчёта предварительного распределения мощностей определяем узел потокораздела им становятся узлы 2,3 и 4. По узлу потокораздела 2 схему делим на два магистральных участка: 1−3-2 и 1'-4−2. Участок 1−3-2 делим то же на два магистральных участка по узлу 3, участок 1'-4−2 делим по узлу 4.

Расчёт разомкнутых схем выполняем в два этапа. На первом этапе определяем уточнённое потокораспределение в сети. Расчёт ведём при напряжении сети, равном :

Мощность в конце линии 13:

мощность в начале линии составит:

Мощность в конце линии 23:

мощность в начале линии составит:

Мощность в конце линии 24:

мощность в начале линии составит:

Мощность в конце линии 1'4:

мощность в начале линии составит:

Мощность требуемая от источника узла 1, определяем по первому закону Кирхгофа:

мощность от источника 2 в линию 23:

мощность от источника 2 в линию 24:

мощность от источника 1':

На втором этапе расчёта определяем напряжения в узлах сети. Напряжение в центре питания (на узловой подстанции, узел 1 и на шинах ТЭЦ узел 2) в режиме наибольшей нагрузки составляет, тогда падение напряжения составит:

В ЛЭП 1−3:

модуль напряжения в узле 3 составит:

напряжение в узле 3 при учёте только продольной составляющей падения напряжения составит:

Видно, что влияние поперечной составляющей падения напряжения в сети 220 кВ незначительно. В дальнейшем при расчёте напряжений с целью упрощения будем учитывать только продольные составляющие падения напряжения, называемую потерей напряжения.

В ЛЭП 2−3:

В ЛЭП 2−4:

В ЛЭП 1'-4:

Ограничимся в расчётах одной итерацией. Некоторое отличие напряжений узлов 3 и 4 вычисленных для левых и правых частей схем можно объяснить пренебрежением поперечной составляющей падений напряжения и ограничением расчётов одной итерацией. В дальнейших расчётах будем полагать, что напряжение в узле 3 составляет и напряжение в узле 4 составляет .

9. Регулирование напряжения Расчёт напряжения на вторичной обмотке трансформаторов.

Расчёт напряжения на вторичной обмотке трансформаторов рассмотрим на примере узла 3, схема замещения которого приведена на рис. 13.

Рис.13

Потеря напряжения в двух трансформаторах узла 3 составит:

где напряжение на вторичной обмотке трансформатора приведённое к первичной:

действительное напряжение на вторичной обмотке трансформаторов при номинальном коэффициенте трансформации:

Для узла 4:

где действительное напряжение на вторичной обмотке трансформаторов при номинальном коэффициенте трансформации:

Условие и при номинальных коэффициентах трансформации не выполняется, тогда необходимо РПН трансформаторов перевести с нулевого ответвления на требуемое ответвление Uотв.т. обеспечив на вторичной обмотке трансформатора напряжение не ниже 10,5 кВ.

Напряжение требуемого регулировочного ответвления:

Полученное напряжение требуемого регулировочного ответвления округляем до ближайшего — го стандартного значения:

Для узла 4:

Полученное напряжение требуемого регулировочного ответвления округляем до ближайшего — го стандартного значения:

Требование и выполняется.

10. Расчёт конструктивной части ВЛ Расчётные климатические условия:

II — район по гололёду (максимальная толщина стенки гололёда) [4]

II — район по скоростному напору ветра (максимальный напор ветра).

На основании исходных данных из приложения 4[3] предварительно выбираем промежуточную одноцепную, бетонную опору на напряжение 220 кВ типа ПБ 220−1. Габаритный пролёт для этой опоры с проводом АС-240 составляет. Расчётный пролёт принимается равным Геометрические размеры опоры из прил.3.

Удельные нагрузки на провод:

Из таблицы физико-механических характеристик проводов (прил.1 [3]) находим вес одного километра провода:

и диаметр провода марки АС-240, тогда

где р₁ — удельная нагрузка от собственного веса провода, Fего сечение

где р₂— удельная нагрузка от веса гололёда на провода, исходя из цилиндрической формы гололёдных отложения,

где — суммарная удельная нагрузка от веса проводов и гололёда

где — удельная нагрузка от давления ветра при отсутствии гололёда

где — удельная нагрузка от давления ветра при наличии на проводе гололёда

где — удельная нагрузка от веса провода без гололёда и ветра

где — удельная нагрузка от веса провода, покрытого гололёдом, и ветра Наибольшая удельная нагрузка

Определяем исходный режим :

В качестве исходного режима предварительно выбираем режим наибольшей внешней нагрузки. Параметры этого режима, , .

Значения температуры гололёдообразования принимаем в соответствии с рекомендацией ПУЭ [4], значение допустимого механического напряжения — из таблицы физико-механических характеристик проводов (прил.1 [3]).

где Е — модуль упругости материала провода (прил.1 [3])

— расчётная длина пролёта = 261 м.

(прил.1 [3])

Вычисляем левую часть уравнения состояния провода:

В правую часть уравнения состояния провода подставим параметры режима низшей температуры. Коэффициенты, А и В неполного кубического уравнения будут соответственно равны:

Неполное кубическое уравнение для режима низшей температуры примет вид:

Решение этого уравнения в соответствии с рекомендациями (прил.6 [3]) (начальное приближение) даёт величину механического напряжения в проводе в режиме низшей температуры:

В правую часть уравнения состояния подставим параметры режима среднегодовой температуры. Коэффициенты, А и В неполного кубического уравнения будут соответственно равны:

Неполное кубическое уравнение для режима среднегодовой температуры примет вид:

Решение этого уравнения в соответствии с рекомендациями (прил.6 [3]) (начальное приближение) даёт величину механического напряжения в проводе в режиме среднегодовой температуры:

Проверим условия механической прочности провода:

В режиме наибольшей внешней нагрузки:

В режиме минимальной температуры:

В режиме средней температуры:

Условия выполняются, следовательно, исходный режим выбран правильно.

Расчёт монтажных стрел провеса.

Для двух значений температуры и величины механического напряжения в проводе вычислены выше и составляют соответственно и. Выполним расчёт механического напряжения в проводе для режима высшей температуры .

В правую часть уравнения состояния провода подставим параметры режима высшей температуры. Коэффициенты, А и В неполного кубического уравнения будут соответственно равны:

Неполное кубическое уравнение для режима высшей температуры примет вид:

Решение этого уравнения в соответствии с рекомендациями (прил.6 [3]) (начальное приближение) даёт величину механического напряжения в проводе в режиме высшей температуры:

Для трёх значений температур вычисляем стрелы провеса по формуле:

По полученным значениям стрел провеса строим монтажный график (рис.14)

Рис.14

Проверка габарита воздушной линии Для проверки габарита ВЛ необходимо знать максимальное значение стрелы провеса провода. Максимальная стрела провеса провода имеет место в одном из двух режимов: в режиме высшей температуры или в режиме максимального гололёда без ветра. Стрела провеса в режиме высшей температуры определена

Выполним расчёт механического напряжения в проводе и его стрелы провеса для режима максимального гололёда без ветра. В правую часть уравнения состояния провода подставим параметры этого режима: Коэффициенты, А и В неполного кубического уравнения будут соответственно равны:

Неполное кубическое уравнение для режима гололёда без ветра будет иметь вид:

Решение этого уравнения даёт величину механического напряжения в проводе в режиме гололёда без ветра:. Стрела провеса провода в этом режиме составит:

Итак, максимальная стрела провеса провода имеет место в режиме гололёда без ветра.

Установленный ПУЭ габарит ВЛ напряжением 220 кВ для населённой местности Учитывая геометрические размеры предварительно выбранной опоры ПБ-220−1 и длину гирлянды изоляторов (прил.3 и 5 [3]) проверим условие:

где

— расстояние от точки подвеса нижнего провода до земли;

— длина гирлянды изоляторов;

— максимальная стрела провеса провода Условие выполняется, следовательно, опора выбрана правильно.

1. Электропитающие системы и электрические сети: Рабочая программа, задание на курсовой проект, методические указания к выполнению курсового проекта.- СПб.: СЗТУ, 2004. 29с.

2. В. Н. Костин, Е. В. Распопов, Е. А. Родченко. Передача и распределение электроэнергии: Учеб.пособие.- СПб.: СЗТУ, 2004 — 147 с.

3. Костин В. Н. Системы электроснабжения. Конструкции и механический расчёт: Учеб.пособие.- СПб.: СЗТУ, -93 с.

4. Правила устройства электроустановок. 6-е изд.- М.: Изд-во ДЕАН, 2001.

5. Неклепаев Б. Н., Крючков И. П. Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования: Учеб. Пособие для вузов. — М.: Энергоатомиздат, 1989.