Решение технических задач электроэнергетики

СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ

 

ИП - источник питания

КУ - компенсирующее устройство

ПС - подстанция

ВН - высшее напряжение

СН - среднее напряжение

ЛЭП - линия электропередачи

РУ - распределительное устройство

ВЛ - воздушная линия

НН - низшее напряжение

РПН - регулирование напряжения под нагрузкой

ЭЭ - электрическая энергия

КБ - конденсаторная батарея

 

ВВЕДЕНИЕ

Электрическая сеть - совокупность электроустановок для передачи и  распределения электрической энергии, состоящая из подстанций, распределительных  устройств, токопроводов, воздушных и кабельных линий электропередачи, работающих на определенной территории[2].

В курсовом проекте разрабатывается  электрическая сеть, предназначенная  для электроснабжения промышленного  района, содержащего шесть пунктов  нагрузки. Электроснабжение этих пунктов  осуществляется от одной узловых  подстанции.

Целью данного проекта  является приобретение практических навыков  самостоятельного решения технических  задач электроэнергетики, расширение теоретических знаний основ проектирования электрических сетей районного  значения, развитие навыков пользования  технической и справочной литературой, нормами на проектирование и государственными стандартами.

Исходными данными для  проектирования является графическое  расположение пунктов питания и  подстанции "3", характеристики потребителей, характеристика местности.

Для определения наиболее экономически и технически целесообразной схемы питания необходимо рассмотреть  несколько вариантов схем и на основе технико-экономического сравнения  этих вариантов принять наилучшую  схему сети. Для выбранной схемы  сети необходимо провести расчет основных электрических параметров (падение  напряжения в линиях и в трансформаторах, напряжение в конечных пунктах, распределение  потока мощности по линиям и т.д.).

 

1 ПОТРЕБЛЕНИЕ  АКТИВНОЙ И БАЛАНС РЕАКТИВНОЙ  МОЩНОСТИ В ПРОЕКТИРУЕМОЙ СЕТИ

1.1 Обеспечение  потребителей активной и реактивной  мощности

Задачами расчетов и анализа  получаемых результатов в данном разделе проекта являются:

• оценка   суммарного   потребления   реактивной   мощности   в   проектируемой электрической сети;
• анализ выполнения условия баланса реактивной мощности в проектируемой сети;
• определение       суммарной       мощности       компенсирующих       устройств, устанавливаемых в сети;
• определение мощности компенсирующих устройств и их размещение в узлах электрической сети.

Наибольшая суммарная  активная мощность, потребляемая в  проектируемой сети, составляет:

 где   - наибольшая активная нагрузка подстанции i, i = l,2,...n;

  - коэффициент одновременности  наибольших нагрузок

подстанции;

- суммарные потери мощности в  сети в долях от суммарной  нагрузки подстанции.

 

P∑=(0.95+0.05)*(26+15+18+10+15+9)=93

 

Соответствующая   данной   Р_п.нб   необходимая   установленная   мощность генераторов электростанций определяется следующим образом:

    (1.2)

 

- электрическая нагрузка собственных  нужд;

- оперативный резерв мощности  электростанции.

Нагрузка собственных  нужд зависит от типа электрической  станции и может быть ориентировочно принята для ТЭЦ равной 12%.

Оперативный резерв Р_эс.рез обоснован экономическими сопоставлениями ущербов от вероятного недоотпуска электроэнергии при аварийном повреждении агрегатов на электростанции с дополнительными затратами на создание резерва мощности. Ориентировочно резервная мощность электростанций составляет 10% от суммарной установленной мощности генераторов, но должна быть не менее номинальной наиболее крупного из генераторов, питающих рассматриваемых потребителей.

Рэс=93+93*0,12+93*0,1=113,46 МВт

 

1.2 Баланс реактивной  мощности

Основным, но не единственным источником реактивной мощности в системе  являются генераторы электростанции. Располагаемая реактивная мощность электростанций определяется согласно номинальному коэффициенту мощности установленных  на станциях генераторов. Кроме этого, в электрических сетях широко используются дополнительные источники  реактивной мощности -компенсирующие устройства (КУ). Основным типом КУ, устанавливаемых на подстанциях потребителей, являются конденсаторные батареи.

Для составления баланса  реактивной мощности определим с  учетом коэффициентов мощности реактивную и полную нагрузку каждого пункта потребления по формулам:

   (1.3)

  (1.4)

 

Занесем полученные данные в таблицу 1.1.

Таблица 1.1 - Исходные данные пунктов питания электрической  энергии.

 

	Пункты потребления
	1	2	3	4	5	6
Активная мощность , МВт	26	15	18	10	15	9
Реактивная мощность , MB Ар	12,48	13,2	11,16	7,5	4,95	2,97
Полная мощность , МВА	28,84	19,98	21,18	12,5	15,8	9,48
	0,9	0,75	0,85	0,8	0,95	0,95
	0,48	0,88	0,62	0,75	0,33	0,33

 

Уравнение баланса  реактивной мощности в электрической  сети имеет вид:

            (1.5)                                                       

где - наибольшая реактивная мощность, потребляемая в сети;

- суммарная мощность  компенсирующих устройств, необходимая  по условию баланса;

- потери в  сопротивлениях линии; 

- коэффициент  несовпадения максимумов нагрузок  по времени суток;

                                     (1.6)

где  -   относительная   величина   потерь   мощности   при каждой трансформации напряжения;

  - число трансформаций по мощности для -групп из -подстанций;

-   количество   групп   подстанций   с   разным   числом трансформаций

напряжения;

- количество  подстанций, имеющих одинаковое  число трансформаций нагрузки;

 - номинальная мощность       -й подстанции. Уравнение баланса реактивной мощности имеет вид:

 

 

 

                                                (1.7)   

113,46*0,54+Qку=12,48+13,2+11,16+7,5+4,95+2,97+0,1*1*(28,84+19,98+21,18+12,5+15,8+9,48          Qку=1,77 МВар.

Так как мощность компенсирующих устройств, необходимая  по уравнению баланса, оказалась  положительной, то в электрической  сети требуется установка КУ.

1.3 Размещение  компенсирующих устройств в электрической  сети

Конденсаторные   батареи   суммарной   мощностью    ,  должны   быть

распределены  между подстанциями проектируемой  сети таким образом, чтобы потери активной мощности в сети были минимальными.

Размещение компенсирующих устройств (КУ) по подстанциям электрической сети влияют на экономичность сети, а также на решение задач регулирования напряжения.

При незначительной разнице в электрической удаленности  от источника питания в сети одного номинального напряжения компенсация реактивной мощности может производиться по условию одинаковости коэффициентов мощности нагрузок на шинах 10 кВ, удовлетворяющих требованию баланса реактивной мощности в проектируемой сети:

                                                     (1.8)

где i;п_к— номера подстанций, на которых предусматривается установка КУ.

Тогда мощность конденсаторной батареи в каждом из

рассматриваемых узлов определяется в соответствии с выражением:

   (1.9)

Компенсация реактивной  мощности  оказывает  существенно  влияние  на экономические показатели функционирования электрической сети, т.к. позволяет снизить потери активной мощности и электроэнергии в элементах сети. При выполнении норм экономически целесообразной компенсации реактивной мощности у потребителей на шинах 10 кВ подстанций должен быть доведен до значений . Исходя из этого, условия на каждой подстанции должны быть, установлены конденсаторные батареи мощностью:

                                                 (1.10)

Воспользуемся формулой (1.8):

tgφδ==0,54

По формуле (1.9) определим мощность конденсаторной батареи в каждом из рассматриваемых  узлов:

Qк₁= -1,64МВАр;

Qк₂=5,06 МВАр;

Qк₃= 1,39МВАр ;

Qк₄= 2,08МВАр;

Qк₅= -3,2МВАр;

Qк₆= -1,9МВАр.

Определим  мощность  конденсаторной  батареи  в  каждом из рассматриваемых узлов, согласно формуле (1.10):

Q1=2,08 МВАр

Q2=7,2 МВАр;

Q3=3,96 МВАр;

Q4=3,5 МВАр;

Q5=-1,05 МВАр;

Q6=-0,63 МВАр.

Окончательное решение  о необходимой мощности конденсаторных батарей каждой из подстанций принимаем  по большей из величин, вычисленных по выражениям (1.9) и (1.10). Таким образом, на ПС со 2 по 4, включительно, устанавливанием КУ. В качестве КУ выбираем КБ, состоящие из конденсаторов типа КС2-1,05-60. С мощностью, выдаваемой батареей равной 3,2 МВАр. В итоге получаем:

для 2 ПС мощность КБ составит 2х3,2 МВАр;

для 3 ПС – 3,2 МВАр;

для 4 ПС – 3,2 МВАр.

Определим действительные нагрузки подстанций с учетом мощности установленных КУ. Все результаты расчетов сведем в таблицу 1.2.Таблица 1.2 -Уточненные данные пунктов питания электрической энергии.

	Пункты потребления
	1	2	3	4	5	6
Активная мощность , МВт	12,48	10	7,96	4,3	4,95	2,97
Реактивная мощность , MB Ар	28,84	23,26	19,68	10,89	15,8	9,48
Полная мощность , МВА	0,9	0,9	0,91	0,92	0,95	0,95
	0,48	0,88	0,62	0,75	0,33	0,33

 

 

2 ВЫБОР  НОМИНАЛЬНОГО НАПРЯЖЕНИЯ, СХЕМЫ  ОСНОВНЫХ

ПАРАМЕТРОВ  ЛИНИЙ

2.1 Формирование  вариантов схемы сети

Общие принципы экономически целесообразного формирования электрических сетей могут быть сформулированы следующим образом:

а) схема сети должна быть по возможности простой и передача электроэнергии потребителям должна осуществляться по возможно кратчайшему пути, что обеспечивает снижение стоимости сооружения линии и экономию потерь мощности и электроэнергии;

б) схемы электрических соединений понижающих подстанций также должны быть возможно простыми, что обеспечивает снижения их стоимости сооружения и эксплуатации, а также повышение надежности их работ;

в) следует стремиться осуществлять электрические сети с минимальным количеством трансформаций напряжения, что снижает необходимую установленную мощность трансформаторов и автотрансформаторов, а также потери мощности и электроэнергии;

г) комплекс номинального напряжения и схемы сети должны обеспечивать необходимое качество электроснабжения потребителей и выполнение технических ограничений электрооборудования линий и подстанций (по токам в различных режимах сети, по механической прочности и т.д.)

На основе изложенных принципов составим несколько вариантов  схем соединения (рисунки 2.1 - 2.3). При определении длины линий учитываем, что длина трассы из-за непрямолинейности и неровностей рельефа местности на 5% больше расстояния по прямой между рассматриваемыми пунктами.

Рис.1

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2.1.1 Потокораспределение для варианта схемы I

Нормальный режим

S₄₃=S ₃=18+j7,96 МВА;

S₅₄=S₄₃ +S₄=28+j12,26 МВА;

S₆₅ =S₅ +S₅₄=43+j17,21 МВА;

S_ип6 =S₆ +S₆₅=52+j20,18 МВА;

S₁₂ =S₂=21+j10 МВА;

_Sип1 =S₁₂ +S₁=47+j22,48 МВА.

Послеаварийный режим

Все линии в сети двухцепные, поэтому наиболее тяжелым будет отказ одной цепи линии ИП1. Вторая цепь при этом должна нести всю нагрузку потребителей.

Таблица 2.1 - Результаты расчетов потокораспределения для схемы варианта I

Линия	Р, МВт	Q, МВАр
ИП1	47	22,48
12	21	10
ИП6	52	20,18
65	43	17,21
54	28	12,26
43	18	7,96

2.1.2 Потокораспределение для варианта схемы II

Рисунок 2.4 - Потокораспределение для варианта схемы II •   Нормальный режим

 

               =55,56+j25,02 МВА.

                 =46,47+j18,83МВА. 

 

S₁₂=S_ип1-S₁=29,56+j12,54 МВА;

S₆₅=S_ип6-S₆=37,47+j15,86 МВА;

S₂₃=S₁₂-S₂=8,56+j2,54 МВА;

S₅₄=S₅₆-S₅=22,47+j10,91 МВА;

S₄₃=S₅₄-S₄=12,47+j6,61 МВА.

Проверка:

S₃=S₂₃+S₄₃=8,56+j2,54+12,47+j6,61=21,03+j9,15 МВА.

Таблица 2.2 - Результаты расчетов потокораспределения для схемы варианта II

Линия	Рн,МВт	Qн, МВАр
ИП6	46,47	18,83
65	37,47	15,86
54	22,47	10,91
43	12,47	6,61
23	8,56	2,54
12	29,56	12,54
ИП1	55,56	25,02