Главная | Обратная связь | Поможем написать вашу работу!

Расчет максимального режима электрической сети.

Стр 1 из 3Следующая ⇒

Курсовой проект

ПМ.03 Контроль и управление технологическими процессами.

по дисциплине МДК.03.01Автоматизированные системы управления в энергосистемах.

13.02.03.Электрические станции, сети и системы.

Тема: «Развитие электроэнергетических сетей района энергосистемы»

тема работы

Выполнил(а) студент(ка) 4 курса, группы С

Магомедрасулов Абдулкадир Магомедрасулович

Фамилия имя отчество

Руководитель работы Агаев Улуби Ахмедович

Ученая степень, звание, фамилия и инициалы

Рецензия __________________________________________________________

__________________________________________________________

Проверил Агаев У.А.

__________________

Каспийск-2016г

«__»_________20__г.

Оглавление:

1.Введение………………………………………………………………………...2

2.Разработка вариантов развития электрической сети ……………………6

2.1.выбор схемы присоединения новых подстанций

2.2.выбор номинального напряжения, сечений и марок проводов новых линий

2.3.выбор трансформаторов новых подстанций

2.4.проверку загрузки существующих линий и трансформаторов

2.5.определение приведённых затрат

3.Выбор наиболее экономичного варианта…………………………………19

4.Расчет и анализ режимов наиболее экономичного варианта развития сети……………………………………………………………………………….22

4.1.расчет параметров схемы замещения варианта

4.2.расчет максимального режима электрической сети

4.3.составление и анализ баланса мощностей в сети

4.4.расчет минимального и послеаварийного режимов электрической сети

4.5.определение типа и мощности устройств регулирования напряжения

5.Расчет токов короткого замыкания……………………………………….33

Выбор и проверка основного электрического оборудования пс «М»....35

7.Список литературы…………………………………………………………..48

Приложение 1 Расчетная схема сети

Приложение 2 Электрическая схема сети

Приложение 3 Распечатка из RASTR

Введение

В современном мире невозможно представить работу промышленности, сельского хозяйства, транспорта, связи без использования электроэнергии. Уровень развития электроэнергетики в наиболее общем виде показывает уровень экономического развития любой страны.

Но всего полтора века назад считалось, что у электрической энергии нет будущего, из-за огромных потерь в линиях. В середине прошлого века применялся только постоянный ток, источников которого были дорогие гальванические батареи. Создание генераторов с приводом от паровых машин позволило расширить возможности применения постоянного тока.

Первый шаг в создании современной электропередачи был сделан русскими учеными П.Н. Яблочковым и И.Ф. Усагиным. Они впервые предложили использовать переменный ток, создали первый трансформатор и разработали простую конструкцию генератора переменного тока. В 1889г. М.О. Доли во-Добровольский предложил использовать трехфазную систему и разработал конструкцию простого трехфазного двигателя переменного тока. Триумф трехфазной системы электропередачи, которой мы пользуемся до сих пор,пришел в 1891г., когда были произведены испытания системы Доли во-Добровольского на линии длиной 170км. При напряжении 28300 В КПД системы составил 79%. И вот уже более 100 лет в мировой энергетике доминируют трехфазные системы передачи электроэнергии. А в 1893г. в Новороссийске была построена первая в мире трехфазная электростанция мощностью 1200 кВт. Строил эту электростанцию русский инженер-путеец А. Шенснович.

Сейчас российская энергетика – это 700 электростанций общей мощностью 215 млн. кВт. Почти 70% - это тепловые конденсационные электростанции и теплоэлектроцентрали, в основном на высоких и сверхвысоких параметрах пара; более 20%- гидравлические и 10% - атомные электростанции.

Этими электростанциями в 1996г. было выработано 831 млрд. кВт-ч электроэнергии. В эксплуатации находятся 2,5 млн. км линий электропередачи всех классов и напряжений, в том числе 150тыс. км – сети напряжением от 200 до 1150 кВ.

Более 90%этого потенциала сосредоточенно в единой энергетической системе России (ЕЭС России). Объективной особенностью продукции электроэнергии является невозможность ее складирования или накопления, поэтому основной задачей энергосистемы является наиболее рациональное использованиепродукции отрасли. Электрическая энергия, в отличии от других видов энергии, может быть конвертирована в любой другой вид энергии с наименьшими потерями, причем ее производство, транспортировка и последующая конвертация значительно выгодней прямого производства необходимого вида энергии из энергоносителя.

ЕЭС России – сложнейший автоматизированный комплекс электрических станций и сетей, объединенный общим режимом работы с единым центром диспетчерского управления. Основные сети ЕЭС России напряжением от 330 до 1150 кВ объединяют в параллельную работу 70 региональных энергосистем. Структура ЕЭС позволяет функционировать и осуществлять управление на трех уровнях: межрегиональном (ЦДУ в Москве),межобластном (объединенные диспетчерские управления) и областном (местные ДУ). Такая структура в сочетании с интеллектуальной противоаварийной автоматикой и новейшими компьютерными системами позволяет быстро локализовать аварию без значительного ущерба для ЕЭС и зачастую даже для местных потребителей. Центральный диспетчерский пункт в Москве полностью контролирует и управляет работой всех станций, подключенных к нему.Российская энергосистема считается одной из самых надежных в мире. Более чем за 40 лет эксплуатации системы в России в отличие от США (1965,1977гг.), Франции (1978г.), Канады(1989г.) не произошло ни одного глобального нарушения энергоснабжения.

Электроэнергетика России в настоящее время находится кризисном состоянии – продолжается спад производства, и как следствие уменьшается энергопотребление. Образовываются крупные неиспользуемые резервы мощности, которые возросли за последнее время с 7 до 30%.

Число часов использования крупных высокоэффективных энергоблоков ТЭС мощностью 300, 500, 800, 1200 МВт снизилось до 2000-4000 часов. Это приводит к росту удельного расхода топлива на отпущенный 1 кВт-ч (по отрасли в целом он составляет 345,6 г/(кВт-ч)). Возросли потери электроэнергии в сетях РАО ЕЭС России - 4,9%. Это вызвано, прежде всего, тем, что в связи с изменением структуры энергопотребления увеличилась доля электроэнергии передаваемой по сетям напряжением 6-10 кВ и ниже, имеющими более высокие удельные потери.

На технико-экономические показатели влияют износ оборудования, его техническое состояние, не своевременное и не в полном объеме выполненное ремонтно-профилактическое обслуживание. Это ухудшение в большойсте-

пени связано с недостаточным финансированием из-за неплатежей потребителей.

Оптимизация режимов ЕЭС в значительной степени мешают перебои с топливо-обеспечением ТЭС, когда загружать приходится не самые экономичные блоки, а те, где имеется топливо. Это следствие недостатка оборотных средств для приобретения топлива.

Не смотря на трудности переходного периода энергетики, стабильно выполняют свою главную задачу- обеспечивают бесперебойное электроснабжение страны. Огромную роль в этом играет то, что отрасль работает на отечественном оборудовании, имеет отечественное топливо и не зависит от поставок импортного сырья и запчастей.

Не смотря на финансовые трудности, применяются программы технического перевооружения и реконструкции отрасли: вводятся в строй новые генерирующие мощности – энергоагрегаты на Харанорской, Псковской, Нижневартовской ГРЭС, на Новосибирской ТЭЦ-5, ТЭЦ в г.Йошкар-Оле, Челябинской ТЭЦ-3, Иранайской ГЭС. Введены в действие транзит 500 кВБалаковская АЭС – Трубная – Ростовская АЭС – Тихорецкая, ЛЭП-500 кВПытьях – Нелымский и Тюмень – Курган.

К декабрю 2002 года запущен второй блок Харанойской ГРЭС, второй гидроагрегат Ирганайской ГЭС мощностью 107 МВт на пониженном напоре, первый блок МутновскойГеоТЭЦ на Камчатке (25 МВт).К 2020 году потребление электроэнергии достигнет 1545 млрд. кВт-ч.

Производство электроэнергии достигнет 1620 млрд кВт-ч. Из них 216 млрд кВт-ч на ГЭС. Сегодня ведется строительство 16 ГЭС общей мощностью 9 млн. кВт. Достраиваются Аушигерская, Бурейская, Богучанская, Зарамагских, Зеленчукских, Ирганайская, Усть-Среднеканская ГЭС. Они должны быть введены до 2006 года (первые очереди). Также планируется достройка Вилюйской ГЭС-3, Ирганайской в течении 9 лет.

ОАО «Дагэнерго» является одной из территориальных акционерных обществ энергетики и электрофикации. Дагестанская энергосистема формировалась под воздействием жесткой потребности обществав тепловой и электрической энергии. Ее история началась в 1927г. со строительства Гергебильской ГЭС на реке Кара-Койсу. Сегодня энергосистема Дагестана– это 8 электростанций установленной мощностью 1563 МВт., более 33 тыс. км линий электропередачи, 203 подстанция 35 кВ и выше мощностью более3000 МВА,и более 6500 трансформаторов 6,10 кВ. В средний по водности год

вырабатывается до 3600 млн. кВт-ч электроэнергии и 900 тыс. Гкал тепловой энергии.

В декабре 2001г. состоялся запуск второго агрегата Ирганайской ГЭС. В 2005г. состоялся запуск Гунибской ГЭС мощностью 15 МВт, а в 2007г. состоялся запуск Гельбахской ГЭС. Существует ряд перспективных проектов постройки каскада ГЭС на Андийском Койсу и Геотермальной электростанции в селе Тарумовка.

Выработка электроэнергии по энергосистеме составила за

1998г. – 2870 млн. кВт-ч,

2000г. –3270 млн. кВт-ч,

2003г. – 3430 млн. кВт-ч,

2005г. – 4450 млн. кВт-ч.

Настоящее и будущее Дагестанской электроэнергетики – это гидроэнергетика, основанная на широком использовании энергетического потенциала многочисленных горных рек, общая потенциальная энергетическая мощность, которых составляет 6300 МВт, а суммарный гидроэнергетический потенциал равен 45 млрд.

2.Разработка вариантов развития электрической сети

2.1.выбор схемы присоединения новых подстанций

псВ

Для технико-экономического сравнения выбираем два варианта развития топологии электрической сети, учетом надежности электроснабжения и учетом передачи электроэнергии по кратчайшему пути. Для анализа первого варианта предусматривается присоединение пс «М» кпс «Б» по двухцепной ЛЭП как показано на рис.1

псАавааавАА

Л6

220кВ

Л1

ПСБ

псМ

Л2

Л5

Л7

Л3

Л8

Л4

псГавааавАА

Рис1:Карта-схема первого варианта развития электрических схем.

2.2.выбор номинального напряжения, сечений и марок проводов новых линий

выбор номинального напряжения новых линий

U_н = 4,34

U_нл8= 4,34 =387,16кВ

Таблица 1: Напряжения новыхЛЭП

ЛЭП	Б-М
U_н, кВ

Выбор сечений новых линий

I_р = _i

I_р= 1,05 = 176,90А

S_p=

S_p= = 64,20мВА

Сечение проводов ВЛ 35-220 кВ выбирается в зависимости от напряжения, расчетной токовой нагрузки , района по гололеду, материала и числа цепей опоры.

Провода линий не должны: нагреваться до недопустимой температуры в послеаварийных режимах, когда на отдельных участках линий ток может быть значительно больше, чем внорм режиме. Поэтому проверка выбранных сечений по условию нагрева обязательна. ≤

– максимальный рабочий ток линии в наиболее тяжелом послеаварийном режиме.

– допустимый ток для соответствующего сечения.

Таблица 2: Сечения новых ЛЭП

ЛЭП	Б-М
Марка и сечение	АС-240

Проверка новых линий

Аварийное отключение одной цепи

I_р.м= 2I_р

I_{р.м В-М}= 2 176,90 = 353,8А

I_р.м I_допт.е данный провод удовлетворяет условиям нагревостойкости.

Таблица 3: Расчетные данные новых ЛЭП

ЛЭП	Длина линий, км	Число цепей	U_н, кВ	Марка провода	r₀, Ом/км	х₀, Ом/км	b₀, Ом/км
Б-М				АС-240	0,120	0,405	2,81

Пс В

Для анализа второго варианта предусматривается присоединение пс «М» к пс «Б» и «В» по одноцепным ЛЭП как показано на рис.2

Пс АавааавАА

Пс Б

Пс М

Л1

220кВ

Л5

Л7

Л6

Л9

Л4

Л8

Л3

Пс Г

Л2

Рис2: Карта-схема второго варианта развития электрических схем.

Решения проводятся аналогично первому примеру.

Таблица 4: Напряжения новых ЛЭП

ЛЭП	В-М	Б-М
U_н, кВ

Таблица 5: Сечения новых ЛЭП

ЛЭП	Д-М	А-М
Марка и сечение	АС-185	АС-240

Таблица 6: Расчетные данные новых ЛЭП

ЛЭП	Длина линий, км	Число цепей	U_н, кВ	Марка провода	r₀, Ом/км	х₀, Ом/км	b₀, Ом/км
Б-М				АС-185	0,162	0,413	2,75
В-М				АС-240	0,120	0,405	2,81

2.3. Выбор трансформаторов новых подстанций

В общем случае выбор количества трансформаторов на подстанции определяется составом потребителей и мощности их нагрузки.

Для правильного выбора номинальной мощности трансформатора необходимо располагать суточным графиком.

Выбор силовых трансформаторов Пс “М” по заданному суточному графику электрической нагрузки.

Производим расчет графика активной мощности P, выраженной в процентах:

Результаты расчета приведены в таблице 7

Таблица 7: Результаты расчета активной мощности.

t,ч
P,%
P,МВт	34,37	34,37	34,37	34,37	34,37	34,37	41,49	41,49



41,49	41,49	49,4	49,4	49,4	49,4	49,4



49,4	40,50	42,48	42,48	42,48	39,52	34,58

По полученным значениям P и времени t строим суточный график активной мощности.

Рис3:Суточный график активной мощности.

Производим расчет графика реактивной мощности Q, выраженной в процентах:

Результаты расчета приведены в таблице.

Таблица 8: Результаты расчета реактивной мощности.

t,ч
Q,%
Q,МВАр	33,2	33,2	33,2	33,2	33,2	33,2	35,67	35,67



35,67	35,67	35,67	35,67	35,67



35,67	35,67	35,67	35,67	34,44	34,44

По полученным значениям Qи времени tстроим суточный график реактивной мощности.

Рис 4: Суточный график реактивной мощности.

По найденным Qи Pвычислим Sдля каждого часа суточного графика электрической нагрузки:

Результаты расчета приведены в таблице.

Таблица 9: Результаты расчета полной мощности.

t,ч
P,МВт	34,37	34,37	34,37	34,37	34,37	34,37	41,49	41,49
Q,МВАр	33,2	33,2	33,2	33,2	33,2	33,2	35,67	35,67
S,МВА							55,02	55,02


41,49	41,9	49,4	49,4	49,4	49,4			49,4
35,67	35,67					35,67	35,67
55,02	55,02	64,20	64,20	64,20	64,20	54,34	60,93	64,20


49,4	42,50	42,48	42,48	42,48	39,52	34,58
	35,26	35,26	35,26	30,26	34,44	33,2
64,20	55,20	55,20	55,20	50,42	48,80	47,97

По полученным значениям Sи времени tстроим суточный график полной мощности.

Рис 5: Суточный график активной мощности.

Находим среднюю максимальную нагрузку завосьми часовую смену

Вычислим среднесменную мощность в интервале с1 до 8 часов

Вычислим среднесменную мощность в интервале с8 до 16 часов

Вычислим среднесменную мощность в интервале с16 до 24 часов

Найдем предварительную мощность трансформатора

Предварительно выбираем силовой трансформатор ТДН-40/110

Определяем начальную нагрузку К₁

Определим предварительное значение нагрузки К¹₂ эквивалентного графика нагрузки.

=1,02

Сравним предварительное значение К¹₂с

Из исходного графика нагрузки получаем что

То есть следует принять что К₂=К¹₂

Допустимая перегрузка силового масляного трансформатора с системой охлаждения Д при К₁=0,81, К¹₂= 1,02;Q_охл= 30 равна:

При системных перегрузках К₁= 0,91

При аварийных перегрузках К¹₂= 1,2

По полученным данным построим двухступенчатый график (Рис 6)

Рис 6 Двухступенчатый график

Выбранный трансформатор ТДН 63000/110 по условию аварийной перегрузки удовлетворяет. Т к данный трансформатор имеет на низкой стороне 35 кВ предлагается установить новый трансформатор ТДЦ- 80 000/110 у которого низкая сторона 10 кВ

Параметры выбранного трансформатора приведены в таблице 10.

Таблица 10 Параметры трансформаторов новой подстанции

Место установки	Тип	S_ном, МВА	Кол-во	U_ном, кВ	U_к, %
В	С	Н	В-С	В-Н	С-Н
Пс «М»	ТДЦ-80 000/110				-	10,5	-	-

Pкз, кВт	Iхх, %	Pхх, кВт
В-Н
	0,6

3. Выбор наиболее экономичного варианта

Вариант 1 (Разомкнутая схема).

Определяем капиталовложения для рассматриваемого варианта развития сети, которые складываются из сооружения ЛЭП подстанций сети:

Вычислим капиталовложения на сооружение ЛЭП по укрупненным показателям стоимости элементов сети

При определении К_уд принимаемIII район по гололеду

Б-М: К_л= К_уд ·L = 2500·54 =135000тыс.руб

ЛЭП	U_н, кВ	L, км	Марка провода	Тип опоры	К_уд, тыс р /км	К_л,тыс р /км
Б-М			АС-240	Железобетонная 2-х цепная

Таблица 11 Параметры новых ЛЭП

Определим капиталовложения на новую подстанцию сети, которая находится по следующей формуле:

К_пс = К_яч + К_тр + К_пост+К_ору

К_пс=6(70+1613)+21890+158260= 205808тыс.руб

Определим суммарные капиталовложения:

Ежегодные амортизационные издержки на амортизацию и обслуживание сети

Суммарные потери активной мощности (переменные и постоянные):

Для этого определим потери в линиях:

Определим переменные потери в трансформаторах:

Ежегодные затраты на возмещение потерь активной мощности и электроэнергии

Суммарные эксплуатационные издержки по сети

Определение приведенных народнохозяйственных затрат

Аналогичный расчет проводится и для второго варианта.Результаты расчетов заносятся в таблицу 12.

Таблица 12 результаты технико-экономических расчетов

Наименование затрат	Величина затрат,
1 вариант	2 вариант
Капитальные затраты	Стоимость сооружения ЛЭП
Стоимость сооружения ПС
Итого	34080,8
Ежегодные эксплуатационные издержки	Эксплуатационные издержки	8242,93	8165,7
Затраты на возмещение потерь	2239513,5	14346773,7
Итого	6873870,6	26064571,8
Приведенные затраты	178179,26	1465347,83

Из полученных результатов видно, что вариант 1(разомкнутая схема) экономически выгоднее. К исполнению принимаем 1 вариант развития сети.

4.Расчет и анализ режимов наиболее экономичного варианта развития сети

4.1.расчет параметров схемы замещения варианта;

Расчет параметров схемы замещения воздушных линий

для одноцепной ЛЭП

для двухцепной ЛЭП

В таблице13 приведены параметры схем замещения линий электропередач.

Номер линии	R, Ом	Х, Ом	В, мкСм
Л-1	0,098	0,429	-454
Л-2	0,075	0,420	-243
Л-3	0,0249	0,427	-154,55
Л-4	0,198	0,420	-126,45
Л-5	0,120	0,405	-112,4
Л-6	0,162	0,413	-151,25
Л-7	0,198	0,420	-81
Л-8	0,120	0,405	-303,48

Расчет параметров трансформаторов новых пс. «М» ТДЦ80/110

Таблица 14 Параметры схем замещения трансформаторов и автотрансформаторов

Наименование Пс	P_хх, мВт	Q_хх, мВт	R1, Ом	Х1, Ом	R2, Ом	Х2, Ом	R3, Ом	Х3, Ом	G_т, мкСм	В_т, мкСм
А	0,25		0,14	17,94	0,14		0,28	119,04	4,73	3,78
Б	0,09	0,63	0,71	52,06	0,71		1,42	97,86	1,7	1,19
В	0,112	0,88	15,22	11,02	15,22		30,44	6,82	8,47	6,65
Д	0,072	0,52	1,42	34,71	-	-	-	-	5,44	3,93
М	0,1	0,4	0,408	11,02	-	-	-	-	7,56	4,76

Узлы	U_н,кВ	P_н,МВт	Q_н,МВАр	Р_г,МВт	Q_г,МВАр

			79,9



		27,5	20,6


		27,5	20,9


			16,92
			5,64

			25,65
			25,65

		49,4

N_нач	N_кон	R,Ом	X,Ом	B,мкСм	Кт/r
		3,9	17,6	-454,4
		0,14		-243
		0,11	22,41		0,045
		0,5			0,05
		1,75	37,8	-126,45
		1,08	39,67	9,45	0,045
		1,08	39,67	9,45	0,045
		13,6	23,6	-154,55
		0,25	24,26	2,36
		0,49	41,14		0,027
		0,25			0,5
		4,8	16,2	-112,4
		8,91	22,7	-151,25
		2,51	4,08	1,66
		2,51			0,05
		5,02	42,96		0,09
		3,2	10,82	-303,48
		0,408	11,02	6,04	0,09
		8,91	18,8	-126,45
		5,9	12,6	-81	0,5

расчет максимального режима электрической сети.

Расчетные данные узлов для программы RASTR:

Таблица 15

асчетные данные ветвей для программы RASTR:

Таблица 16

По исходной информации об узлах и ветвях по программе RASTR на ПК выполнен расчет нормального максимального режима электрической сети. Результаты расчетов приведены в распечатке 1 приложение.

Анализ показал, что уровни напряжений в узлах, значения потоков мощностей и токов в ветвях, величина потерь мощности позволяют сделать заключение о работоспособности данного варианта развития электрической сети.

12 3 Следующая ⇒

Воспользуйтесь поиском по сайту: