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 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:

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 5в

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 [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:

 , 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 [1].

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 [1].

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) [1] 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 ) [4].

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 [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 , F- его 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.

Литература

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.