Главная страница
Навигация по странице:

  • ЗАДАНИЕ на курсовой проект № 5

  • 2. Графическая часть проекта

  • Активная мощность генерации

  • 1 РАЗРАБОТКА И ВЫБОР ОПТИМАЛЬНОГО ВАРИАНТА СХЕМЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ РАЙОНА НАГРУЗОК 1.1 Анализ исходных данных и выбор вариантов конфигурации сети

  • 1.2 Разработка вариантов схемы электрической сети

  • 1.3 Выбор номинальных напряжений ВЛ

  • 1.4 Выбор трансформаторов

  • 1.5 Расчёт установившегося режима радиальной схемы сети

  • Курсовая работа по теме: Системы и сети. Электрическая сеть района нагрузок


    Скачать 3.74 Mb.
    НазваниеЭлектрическая сеть района нагрузок
    АнкорКурсовая работа по теме: Системы и сети
    Дата25.04.2022
    Размер3.74 Mb.
    Формат файлаdocx
    Имя файлаZaytsevSeti.docx
    ТипПояснительная записка
    #496746
    страница1 из 4
      1   2   3   4

    Министерство образования и науки Российской Федерации

    Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение

    высшего образования

    «Ивановский государственный энергетический университет

    имени В.И. Ленина»
    Кафедра «Электрические системы»

    Пояснительная записка

    к курсовому проекту на тему

    «Электрическая сеть района нагрузок»

    Автор работы ___________________________________Зайцев Е.В.

    (подпись, дата)
    Обозначение работы (код) КП-2068191-13.03.02-9-2021
    Курс, группа 3 – 29В
    Профиль 13.03.02:03 «Релейная защита и автоматизация электроэнергетических систем»
    Руководитель проекта _________________________Мингалёва Т.Ю.

    (подпись, дата)


    Иваново 2021

    Ивановский государственный энергетический университет

    кафедра "Электрические системы”

    ЗАДАНИЕ

    на курсовой проект № 5

    студенту 29В группы 3 курса ЭЭФ

    Зайцеву Егору Владимировичу

    Тема проекта – "ЭЛЕКТРИЧЕСКАЯ СЕТЬ РАЙОНА НАГРУЗОК"
    1. Разделы пояснительной записки

    1.1. Разработка и выбор оптимального варианта схемы электрической сети района нагрузок.

    1.2. Расчет установившихся режимов на ПЭВМ.

    1.3. Выбор средств регулирования напряжения.

    1.4. Определение технико-экономических показателей электрической сети.
    2. Графическая часть проекта

    2.1. Варианты сооружения сети.

    2.2. Схема электрической сети района нагрузок.

    2.3. Результаты расчетов установившихся режимов сети. Объем - 1 лист формата А1.
    3. Исходные данные

    3.1. План расположения источников питания нагрузок района
    План расположения источников питания нагрузок района



    Рис. П.1 Расположение узлов питания и нагрузки (масштаб: 1см – 10 км):

    – существующая подстанция; – проектируемая подстанция;

    – генерирующий узел (электростанция

    3.3. Данные о нагрузках района

    Нагрузки в режимах соответствующего напряжения

    Состав нагрузки по категориям надежности

    Продолжительность использования максимума нагрузки

    Номер подстанции на плане

    110 кВ

    10 кВ

    РМАКС, МВт

    tgφ

    РМИН, МВт

    tgφ

    РМАКС, МВт

    tgφ

    РМИН, МВт

    tgφ

    ТМА, ч

    1

    91

    0,38

    49

    0,4

    32

    0,37

    18

    0,39

    I, II, III

    5200

    2













    41

    0,4

    20

    0,43

    I, II, III

    4800

    3













    23

    0,37

    12

    0,39

    I, II, III

    5500

    В













    40

    0,7

    28

    0,7

    I, II, III

    3200

    3.3. Данные об источниках питания.

    3.3.1. Электроснабжение района нагрузок планируется осуществитъ с шин 110 или 220 кВ действующей подстанции А энергосистемы.

    3.3.2. Уровни напряжения на шинах ПС А:

    - в режиме максимальных нагрузок 1,05 Uном;

    - в режиме минимальных нагрузок 0,95 Uном.

    3.3.3. В узле В, где имеются мощные потребители тепловой энергии, планируется строительство ТЭЦ, от шин генераторного напряжения которой будет получать питание нагрузка узла В, а избыточная мощность ТЭЦ через шины высшего напряжения может передаваться в систему. Генерируемая ТЭЦ мощность условно считается нагрузкой с отрицательным знаком.

    Активная мощность генерации

    Рмакс, МВт

    (n×Pном генераторов )



    cosном

    2·30

    0,5

    0,8


    3.4. Дополнительные данные.

    3.4.1. Район нагрузок принадлежит ОЭС Центра.

    3.4.2. Продолжительность максимума зимнего суточного графика h = 6ч.

    3.4.3. Зимняя эквивалентная температура охлаждающей среды охл = -10 С.

    3.4.4. Расчетный срок проекта ТР = 6 лет.

    3.4.5. Норма дисконта ЕН = 15%.

    3.4.6. Цена на электроэнергию ЦЭ= 2,4 руб/кВт ч.
    Руководитель проекта_____________ /Мингалёва Т.Ю./

    Дата выдачи задания_______________________

    СОДЕРЖАНИЕ


    1 РАЗРАБОТКА И ВЫБОР ОПТИМАЛЬНОГО ВАРИАНТА СХЕМЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ РАЙОНА НАГРУЗОК 5

    1.1 Анализ исходных данных и выбор вариантов конфигурации сети 5

    1.2 Разработка вариантов схемы электрической сети 6

    1.3 Выбор номинальных напряжений ВЛ 8

    1.4 Выбор трансформаторов 10

    1.5 Расчёт установившегося режима радиальной схемы сети 13

    1.6 Расчёт установившегося режима кольцевой схемы сети 24

    1.7 Выбор схем распределительных устройств подстанций 34

    1.8 Технико-экономическое сравнение вариантов выбранных схем методом дисконтированных затрат 35

    2 РАСЧЕТ УСТАНОВИВШИХСЯ РЕЖИМОВ НА ПЭВМ 44

    2.1 Расчетные режимы работы сети 44

    2.2 Регулирование напряжения в различных режимах работы сети 45

    2.3 Баланс активной мощности электрической сети района нагрузок 58

    3 ТЕХНИКО-ЭКНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ СЕТИ 59

    3.1 Определение капиталовложений на сооружение ЛЭП и ПС 59

    3.2 Расчет ежегодных эксплуатационных издержек 60

    3.3 Определение КПД сети и потерь энергии 63

    ЗАКЛЮЧЕНИЕ 64

    СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ 65


    1 РАЗРАБОТКА И ВЫБОР ОПТИМАЛЬНОГО ВАРИАНТА СХЕМЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ РАЙОНА НАГРУЗОК


    1.1 Анализ исходных данных и выбор вариантов конфигурации сети

    Составление приближенного баланса активных и реактивных мощностей района сети. В задании на проектирование приведен план расположения источника питания А (существующая подстанция) и проектируемых подстанций (1,2,3,В) в заданном районе энергосистемы, представленной на рис. 1.1. Потребители на подстанции принадлежат к категориям надежности электроснабжения I-III, что предусматривает установку на подстанциях двух трансформаторов. В узле планируется строительство ТЭЦ, от шин генераторного напряжения которой будет получать питание нагрузка узла В, а избыточная мощность ТЭЦ через шины высшего напряжения может передаваться в систему.



    Рисунок 1.1 ­– План сети и расстояния до потребителей.

    Выбор мощности и количества трансформаторов на подстанциях производится в зависимости от мощности потребителей и категорий надежности. В задание указаны потребители всех категорий надежности, поэтому на подстанциях устанавливают по два трансформатора:

    Расчет мощности нагрузок на ПС-1 10кВ:



    Расчет мощности нагрузок на ПС-1 110кВ:



    Расчет мощности нагрузок на ПС-2:



    Расчет мощности нагрузок на ПС-3:



    Расчет мощности нагрузок на СтВ 10 кВ:



    Мощность, генерируемая СтВ:



    Суммарная мощность потребителей с учетом потерь мощности:




    1.2 Разработка вариантов схемы электрической сети

    Выбор и обоснование номинальных напряжений участков сети. Выбор типа, числа и мощности трансформаторов на подстанциях. Варианты схем электрической сети района представлены на рис. 1.2 и 1.3.



    Рисунок 1.2 – Варианты конфигурации радиальной сети: а) вариант №1; б) вариант №2; в) вариант №3



    Рисунок 1.3 – Варианты конфигурации радиальной сети с кольцевым участком: а) вариант №4; б) вариант №5; в) вариант №6;

    Варианты конфигурации сети представлены в табл. 1.1.

    Таблица 1.1 – Сравнение вариантов конфигураций сети по суммарной длине линий

    № варианта по рис. 1.2 и 1.3

    Длина одноцепных ЛЭП, км

    Длина двухцепных ЛЭП, км

    Суммарная длина линий, км

    1



    (31+22+42+35) ∙ 1,5

    195

    2



    (31+22+42+56) ∙ 1,5

    226,5

    3

    -

    (31+22+35+65) ∙ 1,5

    229,5

    Окончание табл. 1.1

    № варианта по рис. 1.2 и 1.3

    Длина одноцепных ЛЭП, км

    Длина двухцепных ЛЭП, км

    Суммарная длина линий, км

    4

    42+22+35

    (31+35) ∙ 1,5

    198

    5

    56+42+35

    (31+22) ∙ 1,5

    212,5

    6

    65+35+35

    (31+22) ∙ 1,5

    214,5

    Для дальнейших расчетов будем использовать варианты схемы электрической сети под номером 1 в качестве радиальной и 4 в качестве радиальной с кольцевым участком, поскольку не рекомендуется. Выбор обоснован тем, что данные схемы наиболее экономичны, а также будут удобны для расчета последующих курсовых проектов.


    1.3 Выбор номинальных напряжений ВЛ

    Выбор номинальных напряжений ВЛ производится по формуле Г.А. Илларионова [1], с учетом длин линий и протекающим по ним мощностям в режиме максимальных нагрузок, а также исходя из технико-экономических соображений.

    Вариант №1 радиальной сети представлен на рис. 1.4:



    Рисунок 1.4 – Радиальная схема сети

    Формула Илларионова [1]:

    , (1.1)

    где – длина линии, км.;

    P – передаваемая мощность по одной цепи, МBт.

    Выбираем напряжение воздушной линии электропередач, соединяющей подстанции ПСА и ПС2, ПС2 и ПС1, ПС2 и ПС3, ПС3 и СтВ, соответственно по (1.1):





    Принимаем

    Рассчитаем номинальные напряжения для варианта конфигурации сети №4. Для линий А1 и 3В примем такие же номинальные напряжения, как и в предыдущем варианте расчета – соответственно, 220 кВ и 110 кВ, так как расчеты схожи. Условно разрезанная по источнику питания кольцевая сеть представлена на рис. 1.5:



    Рисунок 1.5 – Условно разрезанная по источнику питания кольцевая сеть



    Выбираем напряжение воздушной линии электропередач, соединяющей подстанции ПС1 и ПС3, ПС3 и ПС2, ПС2 и ПС1, соответственно:





    Принимаем из расчета напряжений для радиальной схемы:


    1.4 Выбор трансформаторов

    Выбор трансформаторов, устанавливаемых на подстанциях района нагрузок, определяется с учетом их перегрузочной способности в послеаварийном режиме при выходе из строя одного из двух трансформаторов. Рассчитываются коэффициенты предварительной загрузки и коэффициенты загрузки в послеаварийном режиме по формулам. Выводы о допустимости работы одного трансформатора в послеаварийном режиме делаются на основании нормальных аварийных допустимых перегрузок трансформаторов. В качестве расчетной температуры во время перегрузки принимается зимняя эквивалентная температура охлаждающей среды, т.к. наибольшая перегрузка трансформаторов наблюдается в зимний период.

    Выбираем трансформаторы на ПС1:

    Мощность, потребляемая на подстанции:



    По [1] выбираем два автотрансформатора типа АТДЦТН-200000/220/110.

    Проверка по послеаварийным перегрузкам:



    Следовательно, трансформатор полностью обеспечит электроснабжение потребителей в послеаварийном режиме работы.

    Выбираем трансформаторы на ПС2:

    Мощность, потребляемая на подстанции:



    По [2] выбираем два трансформатора типа ТРДН-40000/110.

    Проверка по послеаварийным перегрузкам:



    Следовательно, трансформатор полностью обеспечит электроснабжение потребителей в послеаварийном режиме работы.

    Выбираем трансформаторы на ПС3:

    Мощность, потребляемая на подстанции:



    По [2] выбираем два трансформатора типа ТРДН-25000/110.

    Проверка по послеаварийным перегрузкам:



    Следовательно, трансформатор полностью обеспечит электроснабжение потребителей в послеаварийном режиме работы.

    Выбор трансформаторов подстанции СтB:

    В соответствии с [2] при установке двух трансформаторов на повышающей подстанции суммарную мощность трансформаторов выбирают по условию:



    где – суммарная мощность трансформаторов станции В;

    – установленная мощность генераторов;

    – мощность нагрузки СтВ в минимальном режиме.

    Мощность одного трансформатора рассчитывается следующим образом:



    Для проверки правильности выбора мощности трансформаторов необходимо рассмотреть следующие режимы:

    1. Режим максимальных нагрузок при работе двух генераторов:





    1. Режим максимальных нагрузок при работе одного генератора:





    1. Режим минимальных нагрузок при полной выдаче мощности генераторов:





    1. Режим минимальных нагрузок при полной выдаче мощности генераторов:





    Из приведённых выше расчётов видно, что наиболее сложный режим – режим минимальных нагрузок при полной выдаче мощности генераторов



    По [2] выбираем два трансформатора типа ТРДН-40000/110.

    Проверка по послеаварийным перегрузкам:



    Следовательно, трансформатор полностью обеспечит электроснабжение потребителей в послеаварийном режиме работы.

    Параметры трансформаторов приведены в табл. 1.2. В типах трансформаторов приведены следующие сокращения:

    Т – трехфазный;

    Р – с расщепленной обмоткой;

    ДЦ – охлаждение масляное с дутьем и принудительной циркуляцией масла;

    Д – охлаждение масляное с дутьем и естественной циркуляцией масла;

    Т­ – трёхобмоточный;

    Н­ – исполнение с устройством РПН.
    Таблица 1.2 – Параметры трансформаторов [1]

    № ПС

    Тип

    Sном, МВА

    Uном, В

    кВт

    квар

    RТ, Ом

    ХТ, Ом

    ВН

    СН

    НН

    ВН

    СН

    НН

    ВН

    СН

    НН

    1

    АТДЦТН-200000/220/110

    200

    230

    121

    11

    125

    1000

    0,3

    0,3

    0,6

    30,4

    0

    54,2

    2

    ТРДН-40000/110

    40

    115

    -

    10,5

    36

    260

    1,4

    -

    -

    34,7

    -

    -

    3

    ТРДН-25000/110

    25

    115

    -

    10,5

    27

    175

    2,54

    -

    -

    55,9

    -

    -

    В

    ТРДН-40000/110

    40

    115

    -

    10,5

    36

    260

    1,4

    -

    -

    34,7

    -

    -


    1.5 Расчёт установившегося режима радиальной схемы сети



    Рисунок 1.5 – Принципиальная схема радиальной сети.



    Рисунок 1.6 – Схема замещения для радиальной сети
      1   2   3   4


    написать администратору сайта