курсовая по АСУ. Расчет режимов электроэнергетических сетей района энергосистемы
 Скачать 0.89 Mb.
|
 Автономная некоммерческая организация«Энергетический колледж» Курсовой проект ПМ.03 Контроль и управление технологическими процессами. по дисциплине МДК.03.01 Автоматизированные системы управления в энергосистемах. 13.02.03. Электрические станции, сети и системы. Тема: Расчет режимов электроэнергетических сетей района энергосистемы. тема работы Выполнил(а) студент(ка) 4 курса, группы С Бабаев Саламат Муршудович Фамилия имя отчество Руководитель работы Агаев Улуби Ахмедович Ученая степень, звание, фамилия и инициалы Рецензия __________________________________________________________ __________________________________________________________ __________________________________________________________ __________________________________________________________ Проверил Агаев У.А. __________________ Каспийск-2015 «__»_________20__г. Оглавление: 1.Введение………………………………………………………………………...1 2.Выбор силовых трансформаторов ГПП и сечение проводов линий электропередачи…………………………………………………………………5 3.Подключение подстанции к энергосистеме:……………………………….9 3.1.выбор схемы присоединения новых подстанций; 3.2.выбор номинального напряжения, сечений и марок проводов новых линий; 3.3.проверку загрузки существующих линий и трансформаторов; 3.4.определение приведённых затрат; 4.Расчет режимов электрической сети……………………………………...14 5.Разработка второго варианта развития электрической сети…………16 6.Выбор наиболее экономичного варианта……………………………......18 7.Расчет и анализ режимов наиболее экономичного варианта развития сети. Для этого необходимо заполнить следующее:……………………...18 7.1.расчет параметров схемы замещения варианта; 7.2.расчет максимального режима электрической сети; 7.3.составление и анализ баланса мощностей в сети; 7.4.расчет минимального и послеаварийного режимов электрической сети; 7.5.определение типа и мощности устройств регулирования напряжения. 8.Список литературы…………………………………………………………24 Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист КП 13.02.03…2015г…ПЗ 1.Введение. Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист КП 13.02.03…2015г…ПЗ 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 ремонтИзм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 2 КП 13.02.03…2015г…ПЗ 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 МВАИзм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 3 КП 13.02.03…2015г…ПЗ ,и более 6500 трансформаторов 6,10 кВ. В средний по водности год Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 4 КП 13.02.03…2015г…ПЗ 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. Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 5 КП 13.02.03…2015г…ПЗ 2.Выбор силовых трансформаторов ГПП и сечение проводов линий электропередачи. 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 БУ 220 кВ L2 пс «В» пс «Б» пс «Д» L7 L1 лл пс «М» пс «А» L3 L4 L8 L6 L5 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 АИзм.Лист № докум. Подпись Дата Лист 6 КП 13.02.03…2015г…ПЗ 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 МВАИзм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 7 КП 13.02.03…2015г…ПЗ Берем 2 трансформатора типа ТДТН-63/110 ВН-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 пс «М» пс «Д» пс «В» пс «Б» пс «А» L8 L7 L6 L5 L4 Л3 L2 L1 лл БУ 220 кВ L9 Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 8 КП 13.02.03…2015г…ПЗ Рис2.Карта-схема второго варианта развития электрических схем    А Д М А  j  j j  j 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.Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 9 КП 13.02.03…2015г...ПЗ 3.Подключение подстанции к энергосистеме. Издержки двухцепной ЛЭП и трансформаторов: 10 кВ 220 кВ 110 кВ пс «А»   110 кВ 10 кВ 35 кВ пс «М» пс «Д» 6 кВ 110 кВ = ∙ 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 чИзм.Лист № докум. Подпись Дата Лист 0 КП 13.02.03…2015г…ПЗ  =∙ 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: 220 кВ 10 кВ 110 кВ пс «А» пс «Д» 6 кВ 110 кВ пс «М» 110 кВ 35 кВ 10 кВ Решение проводится аналогично первому примеру. Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 1 КП 13.02.03…2015г… 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;Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 12 КП 13.02.03…2015г…ПЗ =  = =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.
L1 ВЛ одноцепная: =  = = 4.125 Ом;= = = 23.1 Ом;=∙ ∙ = 2.7 ∙ 110 ∙2 = 594 мкСмВсе остальные решения решаются аналогично предыдущему. Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 3 КП 13.02.03…2015г…ПЗ Табл.3.Параметры схем замещения одноцепной ЛЭП.
L8 ВЛ 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.
Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 4 КП 13.02.03…2015г…ПЗ 4.Расчет режимов электрической сети Схема замещения первого варианта с подстанций «А» и «Д» к подстанции «М». 60+j24 6 кВ 110 кВ пс «Д» 49.8+j39.84 10 кВ 35 кВ 110 кВ 10 кВ 35 кВ 110 кВ пс «В» 35 кВ 110 кВ 10 кВ 110 кВ 220 кВ пс «А» 2«ЫФ L9 2«ЫФ L8 2«ЫФ L7 2«ЫФ L6 2«ЫФ L4 2«ЫФ L3 2«ЫФ L1 2«ЫФ L2 2«ЫФ 220 L5 2«ЫФ пс «М» 2«ЫФ пс «Б» 2«ЫФ 220 БУ 65+j39 25+j15 18+j13.5 Карта-схема. L7 L6 L5 L4 L3 L2 пс «Д» БУ 220 кВ пс «А» пс «Б» пс «В» пс «М» L1 Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 5 КП 13.02.03…2015г…ПЗ Электрическая схема. пс «Д» пс «В» пс «Б» L7 пс «А» L2 L3 L4 L5 L6 L1 Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 6 КП 13.02.03…2015г…ПЗ 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. 6 кВ 110 кВ пс «Д» 49.8+j39.84 10 кВ 35 кВ 110 кВ 10 кВ 35 кВ 110 кВ пс «В» 35 кВ 110 кВ 10 кВ 110 кВ 220 кВ пс «А» 2«ЫФ L8 2«ЫФ L7 2«ЫФ L6 2«ЫФ L4 2«ЫФ L3 2«ЫФ L1 2«ЫФ L2 2«ЫФ 220 L5 2«ЫФ пс «М» 2«ЫФ пс «Б» 2«ЫФ 220 БУ 65+j39 25+j15 18+j13.5 60+j24 Таблица узлов и ветвей.
Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 7 КП 13.02.03…2015г…ПЗ Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 8 КП 13.02.03…2015г…ПЗ 6.7.Расчет и анализ режимов наиболее экономичного варианта развития сети В 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
