Электропитающие системы и электрические сети

Министерство  образования и науки РФ

Политехнический институт (филиал) федерального государственного

Автономного образовательного учреждения высшего профессионального

Образования «СЕВЕРО-ВОСТОЧНЫЙ  ФЕДЕРАЛЬНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ

имени М.К. Аммосова»  в г.Мирном

 

Горный факультет

Кафедра ЭиАГП

 

 

 

Курсовой проект

по дисциплине: «Электропитающие сети и электрические  системы»

 

 

 

Принял: преподаватель Семенов  А.С.

Выполнил: ст.гр. ЭС-08 Еремеев  И.Н.

                                                      

 

 

 

 

Мирный 2012г.

Содержание проекта

Введение

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 

Заключение

Список библиографических  источников

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

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.

- мощность собственных нужд  ТЭЦ.

Из уравнения баланса  определяем мощность

0,9*(50+15+19)+8,4+0,1 = +30

0,9 =54

=60МВт

Выбираем номинальную  мощность генераторов и их количество:

 

Выбираем генератор марки ЕСС5-82-4

Тип генератора

, кВт

Sн, кВА

Iн, А

nн, об/мин

m, кг

ЕСС5-82-4

30

37,5

94

1500

340


 

Определяем суммарную  установленную мощность ТЭЦ:

;

 

При , генератора.

Определяем мощность выдаваемую станцией в систему:

 

 

=9 Мвар, где

 

 

 

2. Обоснование  схемы и напряжения электрической  сети

Длины:

 

 

 

 

 

 

 

Рис.1

Зная взаимное расположение узлов сети и зная длины линий, примем ЛЭП, показанный на рис.1. Длина  ЛЭП L= 442,5,5км

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

Рис.2

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

 

 

 

 

Проверяем правильность вычислений:

 

7,44+22,6=30,04 Мвт, 15+19-4=30МВт

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 всех ЛЭП = 110 кВ.

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 30 Мвар

- коэффициент разновремённости  максимумов реактивной нагрузки.

– потери мощности в линиях.

- зарядная мощность линий  электропередачи.

- требуемая суммарная мощность  компенсирующих устройств.

В предварительных расчётах принимаем:

 

 

 

 

=

 

0,9*(35+12+17,1)+22,125+8,4+6,314=9+

 

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:

 

25 Мвар

 

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

 

 

 

Находим полную мощность протекающую  между узлами по формуле:

, МВА

 

 

 

 

Для принятого номинального напряжения в сети находим ток в линиях Uн=110кВ :

, А

 

 

 

 

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

= 1 А/мм2, при

Сечение провода, соответствующее  экономической плотности тока:

 

 

 

 

 

Округляем полученное сечение  до ближайшего большего стандартного значения.

 

 

 

 

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:

Для линии 1-2:

 

Для линии 2-4:

 

Для линии 3-4:

 

Для линии 1-3:

 

По мощностям находим  токи в линиях в послеаварийном режиме :

, где  ;

 

 

 

 

 

Для выбранного нами сечений, 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). 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 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

 

Марка выбранного трансформатора ТСЗ10/0,66

Тип трансформатора

Номанальная мощность

кВА

Uн, %

Потери холостого хода, Вт

Потери короткого замыкания, Вт

I0, %

ТСЗ10/0,66

10

4,5

90

280

7,0


 

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.

Рис.3

 

 

Тип трансформатора

Номанальная мощность

кВА

Uн, %

Потери холостого хода, Вт

Потери короткого замыкания, Вт

I0, %

ТРДН16000/0,66

16000

4,5

125

400

5,8


 

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.

Участок схемы электрической  сети: две линии W1 и W2 подходят к некоторому узлу i. Нагрузка на стороне НН составляет

 

Сxема замещения этого участка сети. 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.4

Потери мощности в трансформаторах  вычисляем по выражениям:

, кВт

, где

 n – количество трансформаторов в узле 1i

    - 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 1-2:

 

          для ЛЭП 2-3:

 

для ЛЭП 3-4:

 

для ЛЭП 1-4:

 

Находим нагрузки узлов приведённых  к стороне ВН:

Для узла 3:

 

7,2+1,7-

для узла 4:

 

11,02+2,5 -

Рассмотрим эквивалентную  схему ТЭЦ 

Рис.5

Через трансформатор 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:

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 1-2:

 

 

 

Для ЛЭП 2-3:

 

 

 

Для ЛЭП 3-4:

 

 

 

Для ЛЭП 1-4:

 

 

 

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

Рис.6

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:

 

 

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: 1-2-3 и 1’-4-3. Участок 1-2-4 делим то же на два магистральных участка по узлу 2, участок 1’-4-3 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 12:

 

 

 

мощность в начале линии  составит:

 

Мощность в конце линии 23:

 

 

 

мощность в начале линии  составит:

 

Мощность в конце линии 34:

 

 

 

мощность в начале линии  составит:

 

Мощность в конце линии 14:

 

 

 

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 4 в  линию 34:

 

мощность от источника 1’3:

 

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 1-2:

 

модуль напряжения в узле 2 составит:

 

напряжение в узле 2 при  учёте только продольной составляющей падения напряжения составит:

 кВ

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 3-4:

 

 

 

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.8.

 

Рис.8

Потеря напряжения в двух трансформаторах узла 3 составит:

 

 

 

 

 

 

Напряжение на вторичной  обмотке трансформатора приведённое  к первичной:

 

действительное напряжение на вторичной обмотке трансформаторов  при номинальном коэффициенте трансформации:

=10,3 кВ

Для узла 4:

 

 

 

 

 

действительное напряжение на вторичной обмотке трансформаторов  при номинальном коэффициенте трансформации:

=9,91 кВ

Условие и при данных 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:

= 115-2*1,5*115/100=111,55 кВ

 

Для узла 4:

 

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

= 115-1*1,5*115/100=113,275 кВ

 

Требование  и выполняется.

 

 

 

 

 

 

 

 

Список библиографических  источников

  1. Алиев И.И. Справочник по электротехнике и электрооборудованию: Учеб.пособие для вузов. – 2-е изд., доп. – М.:Высш.шк.,  2000, - 255 с., ил. 
  2. В.Н. Костин, Е.В. Распопов, Е.А. Родченко. Передача и распределение электроэнергии: Учеб. пособие. - СПб.: СЗТУ, 2003 – 147с. 
  3. Электропитающие системы и электрические сети: Рабочая программа, задание на курсовой проект, методические указания к выполнению курсового проекта. – СПб.: СЗТУ, 2004. – 29 с.