курсовая по АСУ. Расчет режимов электроэнергетических сетей района энергосистемы
 Скачать 0.75 Mb.
|
|
Автономная некоммерческая организация «Энергетический колледж» Курсовой проект ПМ.03 Контроль и управление технологическими процессами. по дисциплине МДК.03.01 Автоматизированные системы управления энергосистемы. 12.11.2021.. Электрические станции, сети и системы. Тема: Расчет режимов электроэнергетических сетей района энергосистемы. тема работы Выполнил(а) студент(ка) 4 курса, группы Э48 Старинский Рустам Николаевич Фамилия имя отчество Руководитель работы Свириденко Денис Владимирович Ученая степень, звание, фамилия и инициалы Рецензия __________________________________________________________ __________________________________________________________ __________________________________________________________ __________________________________________________________ Проверил . __________________ Г.Оха-2021. «__»_________20__г. Оглавление: Введение Основная часть Характеристика проектирующего обьекта Характеристика потребителей. Электроснабжение 2.1. Выбор и обоснование схемы электроснабжения. 2.2. Определение электрических нагрузок. 3. Выбор и обоснование схемы и оптимальных напряжений. 3.1.Электрический расчет и выбор электрических линий связей потребителей. 3.2.Выбор числа, мощности и типа трансформаторов. 4. Выбор коммутационных аппаратов. 4.1.Выбор и расчет аппаратов защиты. 5. Показатели, определяющие качество электроснабжения. 6. Регулирование напряжения. 7. Охрана труда при эксплуатации РУ ( технические и операционные мероприятия. ) Заключение. Список литературы.  1.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 использование продукции 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 ремонт  но-профилактическое обслуживание. Это ухудшение в большой сте-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 кВ Балаковская АЭС – Трубная – Ростовская АЭС – Тихорецкая, ЛЭП-500 кВ Пытьях – 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 Мутновской ГеоТЭЦ 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 более 3000 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.  1.Основная часть. 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» к пс «Д» по двухцепной ЛЭП как показано на рис.1  Рис1.Карта-схема первого варианта развития электрических схем. Определение сечений проводов новых ЛЭП: U=4.34∙  =110 кВ Q=  ∙ =49.8∙0.8=39.84 МВар = = 0.8 = = 63.77 МВА = =  = 160 А 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 в норм режиме. Поэтому проверка выбранных сечений по условию нагрева обязательна.  ≤  – максимальный рабочий ток линии в наиболее тяжелом послеаварийном режиме. – допустимый ток для соответствующего сечения. = = = 145.45  Если = 145.45 , то выбираем провод сечением 150  (365 А).Аварийный режим: ∙ 2 ≤ 160 ∙ 2 ≤ 365 320 ≤ 365 По расчетам видно, что провод сечением 150 (365 А) выдерживает макс. перегрузки в аварийном режиме.Выбор трансформатора:  ≥ = = 45.55 МВА Берем 2 трансформатора типа ТДТН-63/110ВН-115 кВ ; СН-38.5 кВ ; НН-11 кВ В-С -10.5% ; В-Н -17%; С-Н -6.5%  =290 кВт =56 кВт =0.7%Табл.1.Номинальные напряжения новых ЛЭП.
Расчет на ЭВМ максимального режима сети. Каждый элемент сети представляется эквивалентной схемой замещения, а которой ВЛ представляются П-образной схемой замещения. Параметры схемы замещения ВЛ вычисляются по формуле:  = + j = ∙ L + j ∙ L - погонное активное сопротивление линии, Ом/км;L- длина линии, км; - погонное реактивное сопротивление линии, Ом/км. = ∙ = Ом; = ∙ = Ом; = ∙ L∙ n= мкСм; = ∙  ∙ n= МВар; =  ∙ L ∙ Для анализа второго варианта предусматривается присоединение пс «М» к пс «Д» и «А» по одноцепным ЛЭП как показано на рис.2   Рис2.Карта-схема второго варианта развития электрических схем  L1 L2 L3  =  = =  = = = 68.69+j36.21 МВА  = - =68.69+j36.21- 60-j24 =8.69+ j12.21 МВА = - =8.69+j12.21+49.8+j39.84=58.49+ j52.05 МВА. 3.Подключение подстанции к энергосистеме.Издержки двухцепной ЛЭП и трансформаторов:   = ∙ j ∙ =15.3 ∙ 100 ∙ 70 = 107100 руб. = =  = 2570 руб. = ∙ j ∙ =18% ∙ 100∙ (126000∙2) = 4536000 руб. = = = 285768 руб. = + ∙ = +2 ∙ 56 = 257 кВтВЛ:  =0.42  ;  =0.198 ; АС-150 = = =6.93 Ом = = = 14.7 Ом = ∙ 6.93 Ом =2.32 МВАԏ =(0.124+  ∙8760=2886.2 ч  = ∙ ԏ =2.32 ∙2886.2 = 6696 МВА/ч = ∙ ԏ + ∙ ∙8760 = ∙2886.2 + 2 ∙56 ∙8760 = 1400 Мвт/ч = + = 6696 +1400 =8096 Мвт/ч = ∙ β=8096 ∙ 1.5= 12144 Мвт/ч = + + =2570 +285768 +12144 =36720338 руб. = ∙ ( + )+ =0.12 ∙(0.18+107100)+ 36720338= 36733190 руб.Издержки одноцепной ЛЭП и трансформаторов:  Решение проводится аналогично первому примеру.  Схема замещения трансформаторов и АТ.пс «А»:  = = = 3 Ом; =  = ≈ 0 Ом; =  = =5.4 Ом; = =  =0.28 Ом; = = =1; = = = 0.5; = = = 0.14; = =0.14; =  = = 0.28; = 2∙125∙ =0.25 мВт; = = 1 Мвар; = =4.72 ∙  мкСм; =  =37.8 ∙ мкСм.пс «Д»: = = = 0.71 Ом; =  = =0.017 Ом; = ∙  ∙ =2∙34 кВт =0.068 мВт; = ∙ ∙ = 40000 ∙  ∙ 2= 4401 = 0.441 Мвар; = =  =2.72 ∙ мкСм; = ∙  =33.27∙ мкСм.Все остальные решения решаются аналогично предыдущим. Табл.2.Параметры схем замещения трансформаторов и АТ.
В  Л одноцепная: =  = = 4.125 Ом; = = = 23.1 Ом; = ∙ ∙ = 2.7 ∙ 110 ∙2 = 594 мкСмВсе остальные решения решаются аналогично предыдущему.  Табл.3.Параметры схем замещения одноцепной ЛЭП.
В  Л двухцепная: = = =6.93 Ом; = = =14.7 Ом; = ∙ ∙ =2.7 ∙ 70 ∙2=378 мкСмВсе остальные решения решаются аналогично предыдущему. Табл.4.Параметры схем замещения двухцепной ЛЭП.
 4.Расчет режимов электрической сетиСхема замещения первого варианта с подстанций «А» и «Д» к подстанции «М».  Карта-схема.   Электрическая схема. L1   5.Разработка второго варианта развития электрической сети.Для технико-экономического сравнения выбираем два варианта развития топологии электрической сети, учетом надежности электроснабжения и учетом передачи электроэнергии по кратчайшему пути. Для анализа второго варианта предусматривается присоединение пс «М» к пс «Д» по двухцепным линиям как показано на след схеме.  60+j24 Таблица узлов и ветвей.
  6.7.Расчет и анализ режимов наиболее экономичного варианта развития сетиВ данном случае в качестве базисного узла (БУ)принят узел №1. В узле №1 имеется генерация P=276.1 мВт и Q=164.3 Мвар. Информация об узлах расчетной схемы в соответствии с требованиями программы RASTR приведена в табл.5 Информация об ветвях расчетной схемы в соответствии с требованиями программы RASTR приведена в табл.6 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
,кВ
