Учебная работа. Проектирование единой электроэнергетической системы
Расположено на
Введение
Современные энерго системы состоят из сотен связанных меж собой частей, влияющих друг на друга. Но проектирование всей системы от электростанций до потребителей с учетом особенностей частей с одновременным решением огромного количества вопросцев (выбора ступеней напряжения, схем станций, релейной защиты и автоматики, регулирования режимов работы системы, перенапряжений) нереально. Потому общую глобальную задачку нужно разбить на задачки локальные, которые сводятся к проектированию отдельных частей системы: станций и подстанций; частей электронных сетей зависимо от их предназначения (районных, промышленных, городских, сельских); релейной защиты и системной автоматики и т. д. Но проектирование обязано проводиться с учетом главных критерий совместной работы частей, влияющих на данную проектируемую часть системы.
Намеченные проектные варианты должны удовлетворять последующим требованиям: надежности, экономичности; удобства эксплуатации; свойства энергии и способности предстоящего развития.
В процессе курсового проектирования приобретаются способности использования справочной литературой, ГОСТами, едиными нормами и укрупненными показателями, таблицами.
Цель курсового проектирования является классификация и расширение теоретических познаний, углубленное исследование заморочек электронных систем и сетей, овладение способностями самостоятельного решения инженерных задач по профилирующей специальности.
В задачку курсового проектирования заходит исследование практических инженерных способов решения всеохватывающих вопросцев сооружения линий электропередач, подстанций и остальных частей электронных сетей и систем, также предстоящее развитие расчетно-графических способностей, нужных для проектной работы. В процессе проектирования используются познания, приобретенные при исследовании курса «Проектирование электронных сетей» и смежных дисциплин. Нужно решать задачки, не имеющие конкретного решения, оценивать ряд причин и без помощи других отвечать на вопросцы.
Изюминка проектирования электронных систем и сетей заключается в тесноватой связи технических и экономических расчетов.
Глава 1. Единая электроэнергетическая система
Электроэнергетическая система — это находящееся в данный момент в работе электрооборудование энергосистемы и приёмников электронной энергии, объединённое общим режимом и рассматриваемое как единое целое в отношении протекающих в нём физических действий.
Электроэнергетическая система — электронная часть энергосистемы и питающиеся от неё приёмники электронной энергии, объединённые общностью процесса производства, передачи, распределения и употребления электронной энергии.
Энергосистема — технический объект, как совокупа электростанций, приёмников электронной энергии и электронных сетей, соединённых меж собой и связанных общностью режима. (Приказ Минэнерго Рф от 30.06.2003 № 277)
Единая электроэнергетическая система (ЕЭС), объединение 2-ух либо почти всех энергетических систем для энергоснабжения широких территорий в границах одной, а время от времени и нескольких государств. ЕЭС производит, распределяет и конвертирует основным образом электронную энергию. Перед отдельными и даже объединёнными энергосистемами ЕЭС имеет значимые технико-экономические достоинства: возрастает надёжность работы и бесперебойность энергоснабжения; облегчается создание нужного резерва мощности; ЕЭС содействуют всеохватывающему производству разных видов энергии (электронной, термический и др.). ЕЭС является частью общей энергетической системы страны. Огромные размеры, сложные межсистемные связи и целенаправленность регулирования ЕЭС присваивают ей особенные высококачественные характеристики, присущие огромным системам и (по мере их автоматизации) системам кибернетического типа. Как часть энергетики ЕЭС характеризуется зависимостью собственного развития от роста употребления электроэнергии и от вещественных и трудовых ресурсов; развитие электроэнергетики интенсивно влияет на технический прогресс и на размещение производительных сил и населения в стране.
Энерго системы в ЕЭС объединены основным образом линиями электропередачи высочайшего напряжения 220, 500 и 750 кВ (на 1971) с переходом на 1000–1200 кВ переменного тока и 800–1500 кВ неизменного тока. ЕЭС могут иметь различную структуру зависимо от вида электростанций, входящих в систему (термо, конденсационные, теплофикационные, гидроэлектрические, атомные), и конфигурации электронных сетей, связывающих электростанции с центрами употребления электронной энергии. Создание ЕЭС содействует понижению издержек на электрификацию промежных районов, лучшему использованию мощности и энергии электростанций, дозволяет наращивать единую мощность их агрегатов (до 500–1000 МВт), увеличивать экономичность и надёжность станций и энергосистем в целом, упрощает работу систем при неодинаковых сезонных конфигурациях перегрузки и ремонтах. Не считая того, объединение энергосистем, расположенных в различных часовых поясах, понижает суммарный совмещенный максимум перегрузки и уменьшает Издержки на сооружение пиковых электростанций; при объединении энергосистем, удалённых одна от иной по широте, сокращается Потребность в базисной энергии, т. к. длительность максимумов перегрузки у различных систем различна.
Управление ЕЭС до этого всего предугадывает введение всеохватывающей автоматизации (включая противоаварийную) отдельных электростанций, электронных сетей, энергосистем и их объединений. При всем этом главный неувязкой становится разработка способов и средств, направленных на достижение безаварийной работы и рационального управления ЕЭС. Исследование и улучшение способов управления ведётся на базе физического и математического моделирования с широким применением ЦВМ, работающих как советчики, а потом, по мере совершенствования системы управления, — как управляющие машинки. Создаются и развиваются системы автоматического управления, обеспечивающие наилучшее ведение технологических действий, также сбор, обработку и передачу всей нужной инфы. Управление ЕЭС имеет три главных нюанса: оперативное (диспетчерское) управление; хозяйственное управление; управление развитием системы (на периоды до 1–5 лет, долгое на 10–15 лет и прогнозирование на 20–30 лет). Развитие ЕЭС предугадывает также улучшение отдельных энергосистем и межсистемных связей, составляющих единое целое. Управление работой ЕЭС производит Государственное диспетчерское управление.
Создание ЕЭС обусловливает предстоящий рост централизации производства электронной энергии; в СССР
систематизация режимов ЭЭС
Электроэнергетическая система состоит из частей, которые можно поделить на три группы:
главные (силовые) элементы — генерирующие агрегаты электростанций, модифицирующие энергию воды либо пара в электроэнергию; трансформаторы, автотрансформаторы, выпрямительные установки, модифицирующие значения и вид тока и напряжения; полосы электропередач (ЛЭП ), передающие электроэнергию на расстояние; коммутирующая аппаратура (выключатели, разъединители), созданные для конфигурации схемы ЭЭС и отключения покоробленных частей;
измерительные элементы — трансформаторы тока и напряжения, созданные для подключения измерительных устройств, средств управления и регулирования;
средства управления — релейная защита, регуляторы, автоматика, телемеханика, связь, обеспечивающие оперативное и автоматическое управление схемой и работой ЭЭС.
состояние ЭЭС на данный момент либо отрезок времени именуется режимом. Режим определяется составом включенных главных частей ЭЭС и их загрузкой. значения напряжений, мощностей и токов частей, также частоты, определяющие процесс производства, передачи, распределения и употребления электроэнергии, именуются параметрами режима.
Если характеристики режима неизменны во времени, то режим ЭЭС именуется установившимся, если меняются — то переходным.
Строго говоря, понятие установившегося режима в ЭЭС условное, потому что в ней постоянно существует переходный режим, вызванный малыми колебаниями перегрузки. Установившийся режим понимается в том смысле, что характеристики режима генераторов электростанций и больших подстанций фактически постоянны во времени.
Основная задачка энергосистемы — экономное и надежное электроснабжение потребителей без перегрузок главных частей ЭЭС и при обеспечении данного свойства электроэнергии. В этом смысле главный режим ЭЭС — обычный установившийся. В таковых режимах ЭЭС работает огромную часть времени.
По тем либо другим причинам допускается работа ЭЭС в утяжеленных установившихся (принужденных) режимах, которые характеризуются наименьшей надежностью, некой перегрузкой отдельных частей и, может быть, ухудшением свойства электроэнергии. Долгое существование утяжеленного режима не нужно, потому что при всем этом существует завышенная опасность появления аварийной ситуации.
Более небезопасными для ЭЭС являются аварийные режимы, вызванные маленькими замыканиями и разрывами цепи передачи электроэнергии, а именно, вследствие неверных срабатываний защит и автоматики, также ошибок эксплуатационного персонала. Долгое существование аварийного режима неприемлимо, потому что при всем этом не обеспечивается обычное электроснабжение потребителей и существует опасность предстоящего развития трагедии и распространения ее на примыкающие районы. Для предотвращения появления трагедии и прекращения ее развития используются средства автоматического и оперативного управления, которыми оснащаются диспетчерские центры, электростанции и подстанции.
Опосля ликвидации трагедии ЭЭС перебегает в послеаварийный установившийся режим, который не удовлетворяет требованиям экономичности и не стопроцентно соответствует требованиям надежности и свойства электроснабжения. Он допускается лишь как краткосрочный для следующего перехода к нормальному режиму.
Для окончания систематизации режимов ЭЭС отметим еще обычные переходные режимы, вызванные значительными переменами перегрузки и выводом оборудования в ремонт.
Уже из перечисления вероятных режимов ЭЭС следует, что этими режимами нужно управлять, при этом для различных режимов задачки управления различаются:
для обычных режимов — это обеспечение экономного и надежного электроснабжения;
для утяжеленных режимов — это обеспечение надежного электроснабжения при продолжительно допустимых перегрузках главных частей ЭЭС;
для аварийных режимов — это наибольшая локализация трагедии и стремительная ликвидация ее последствий;
для послеаварийных режимов — резвый и надежный переход к нормальному установившемуся режиму;
для обычных переходных режимов — резвое затухание колебаний.
Глава 2. Регулирование напряжения и частоты в энергосистемах
Баланс реактивной мощности и его связь с напряжением
В ЭЭС, содержащей источники и пользователи электронной энергии, в хоть какой момент времени производится законсохранения энергии. Отражением этого закона является выполнение баланса мощности. Выработка и потребление электронной энергии на переменном токе характеризуются передачей по электронной сети как активной, так и реактивной мощности. Потому в любой момент времени в ЭЭС существует баланс полной мощности. Для реактивной мощности условие баланса имеет последующий вид:
где SQг — суммарная генерируемая мощность; SQн — суммарная мощность перегрузки потребителей; SDQ — суммарные утраты реактивной мощности в элементах сети.
Балансу реактивной мощности соответствует некий уровень узловых напряжений. Потому что передача мощности по электронной сети сопровождается потерями напряжения в ее элементах, то, в отличие от частоты, напряжения в узлах сети будут различаться. Изменение какой-нибудь из составляющих баланса приводит к изменению напряжений в сети: повышение нагрузок к уменьшению напряжений и напротив.
Так же как и по отношению к активной мощности, электроэнергетические системы могут быть дефицитными либо сверхизбыточными по реактивной мощности. При всем этом дефицитные ЭЭС характеризуются пониженными уровнями напряжений. недостаток реактивной мощности в ЭЭС определяется той недостающей мощностью источников реактивной мощности, добавление которой в ЭЭС дозволит поднять узловые напряжения до допустимых значений. Излишек генерируемой реактивной мощности вызывает увеличение напряжений. Этот излишек реактивной мощности определяется той величиной, на которую ее необходимо уменьшить, чтоб ввести узловые напряжения в допустимую область. Дефицитные и лишниие ЭЭС могут обмениваться реактивной мощностью. Но передавать реактивную мощность из лишних в дефицитные ЭЭС не постоянно оказывается экономным, а в ряде всевозможных случаев и неосуществимым из-за утрат реактивной мощности и напряжения при таковой передаче. Решить данную делему дозволяет установка в ЭЭС особых компенсирующих устройств (КУ) либо, другими словами, Расчетная часть
Согласно собственному номеру зачетной книги в методических указаниях избираем начальные данные из таблицы 2.1 и 2.2 и проводим расчет.
Начальные координаты:
ЦП – X7:Y15
1 – X2:Y10
2 – X12:Y10
3 – X22:Y15
4 – X17:Y10.
Мощности электроприемников (МВт):
№1 – 18
№2 – 13
№3 – 26
№4 – 35
Масштаб для замера – 1см=20км.
Расчет напряжения линий.
U= (кВ);
Расчет для варианта № 1
Длина эл-сети (км):
ЦП-1 – 70
1-2 – 100
2-3 – 50
3-4 – 70
4-ЦП – 150.
Uцп-3==181,15;
U3-4==149,25;
U4-2==105,04;
U1-2==83,4;
U1-цп==170,94.
Расчет для варианта № 2
Длина эл-сети (км):
ЦП-3 – 150
3-4 – 70
4-ЦП – 110
ЦП-2 – 70
2-1 – 100
1-ЦП – 70.
Uцп-1= =106,83;
U1-2 ==71,22;
U2-цп = =106,83;
U3-цп ==150,37;
U3-1 = =112,86;
Uцп-3 = =148,36.
Для всех вариантов избираем номинальное напряжение 220 кВ.
Рассчитываем ток, который обязана выдержать основная перегрузка.
Коэффициенты мощности потребителей равны 0,97;0,85;0,7;0,95.
S1=P1 ? 1
Вычисляем полную мощность.
S1=P1 ? 1=18 ? 0,75=24МВА;
S2=P2 ? 2=13 ? 0,65=20МВА;
S3=P3 ? 3=26 ? 0,95=27,36 МВА;
S4=P4 ? 4=35 ? 0,95=36,84МВА;
Smax=S1+S2+S3+S4=108,2МВА;
Imax= = =284 А.
Избираем согласно району гололеда – IV, и очень допустимому току провод АС номинальным сечением 240 мм2 марки АС-240?32 и проверяем по экономическому токовому интервалу.
Избираем трансформаторы согласно номинальной мощности потребителей и напряжению по таблице 1.27.
электроэнергетическая система трансформатор
пользователь
Тип трансформатора
Стоимость, тыс. руб.
1
ТДTН-25000/220
148
2
ТДTН-25000/220
148
3
ТДTН-40000/220
165
4
ТДTН-40000/220
165
Проводим технико-экономическое сопоставление вариантов сооружения.
Стоимость избранного провода за 1км составляет 18,9 тыс. руб.(для одноцепной полосы).
№ Вар.
Uном.,кВ
Серьезные Издержки, тыс. руб.
Полосы
Подстанции
Всего
1
220
7106,4
643
7749,4
2
220
8807,4
643
9450,4
Самым экономичным вариантом будет 1-ый.
Удельные характеристики:
R0=12,1 Ом/км
X0=43,5 Ом/км
B0=2,6*10-6 См/км
G0=13,9МВАр.
Расчет круговой части сети:
SH1=18+j15,87 Q1= =9,27
SH2=13+j15,19 Q2 ==20,45
SH3=26+j8,15 Q3==20,4
SH4=35+j11,49 Q4==4,61
R=*= (Ом)
X=*= (Ом)
B=*=*10-6(См)
QH=-0.5*UНОМ2**10-6=
== (МВАр)
Полное всеохватывающее
Z1=847+j3045
Z2=1210+j4350
Z3=605+j2175
Z4=847+j3045
Z5=1815+j6525.
Вычисление перетоков мощности без учета утрат (МВА):
SL1==49,47+j31,24
SL2= SL1- SH1=31,47+j15,37
SL3= SL2- SH2=18,47+j0,18
SL4= SL3- SH3= -7,53-j7,97
SL5= SL4- SH4=42,53+j19,46.
Вычисление перетоков мощности с учетом утрат полосы (МВА):
= SL2=31,47+j15,37
=+*Z2=31,47+j15,37
= SH1+=49,47+j31,24
=+SL1=49,47+j34,44
= SH2 +SL2=44,47+j30,56
=+SL3=44,47+j35,06
= SH4+=7,53+j7,97
=+SL4=7,53+j14,37
=SL5=33,53+j22,52
=SH4= 33,53+j22,62.
Вычисление напряжений в узлах (кВ):
U1=UЦП-*ZL1=222,86-j8,173
=U1-*ZL2=224,41-j15
U’4=U2-*ZL3=226,95-j20
U3=Uцп-*ZL4=223,94-j11,811
= U3-*ZL5=225,69-j13,286.
Определение токов недлинного замыкания:
Расчетные выражения для приведенных значений сопротивления
Энергосистема XC= = =8,2
Линия XL=Xуд*L
XL1=0,435*70*=0,7
XL2=0,435*100*=1
XL3=0,435*50*=0,5
XL4=0,435*70*=0,7
XL5=0,435*150*=1,5
XL12=XL1+XL2=1,7
XL34=XL3+XL4=1,2
XL1234= =
XL12345=XL1234+XL5=2,2
Xэкв==
Eэкв= 0,85 =945,6
Iкз==
iуд=1739,48
Iкз=кА; iуд=259,3кА.
Iнорм(вн)= ==284кА
Imax(вн)= 299кА
Iнорм(нн)= 5957кА
Imax(нн)= =6270кА.
Заключение
По ходу проектирования данной курсовой работы, мной были поняты теоритические сведения о РЭС, их разновидностях, функциях и способы их проектирования.
Для практического задания по проектированию, был избран вариант №63(в), в каком были указаны координаты электро-приёмников и центра питания, также номинальные мощности по каждой координате.
Для проектирования РЭС мною были поставлены и достигнуты последующие задачки:
Расчет напряжения линий.
Расчет наибольшей полной мощности и наибольшего тока.
Выбор трансформаторов согласно номинальной мощности потребителей и напряжению.
Вычисление перетоков мощности без учета утрат в полосы.
Вычисление перетоков мощности с учетом утрат в полосы.
Вычисление напряжений в узлах.
Определение токов недлинного замыкания.
Выбор вариантов развития линий РЭС.
Проектирование рабочей круговой схемы РЭС.
Перечень применяемой литературы
1. Блок, В.М. электронные сети и системы. М.: Высшая школа, 2010.
2. Веников, В.А. Регулирование напряжения в электроэнергетических системах / В.А. Веников, В.И. Идельчик, М.С. Лисеев. – М.: Энергоатомиздат, 2009. – 216 с.
3. Герасименко, А.А. Проектирование районной электронной системы: Учебное пособие / А.А. Герасименко, В.М. Таюрский. – Красноярск, КГТУ, 2009. – 120 с.
4. Железко, Ю.С. 5. Идельчик, В.И. электронные системы и сети/ В.И. Идельчик. – М.: Энергоатомиздат, 2011. – 592 с.
6. Неклепаев, Б.Н. Электронная часть электростанций и подстанций / Б.Н. Неклепаев, И.П. Крючков. – М.: Энергоатомиздат, 2012. – 608 с.
7. Поспелов, Г.Е. электронные системы и сети/ Поспелов Г.Е., Федин В.Т. – Мн..: Выш. Шк., 2009. – 308 с.
8. Рожков, Л.Д. Электрооборудование станций и подстанций/ Л.Д. Рожков, В.С. Козулина. – М.: Энергоатомиздат, 2010. – 648 с.
9. Савина, Н.В. электронные сети в примерах и расчетах/ Н.В. Савина, Ю.В. Мясоедов, Л.Н. Дудченко. – Благовещенск: Издательство АмГУ, 2009. – 238 с.
10. Файбисович, Д.Л. Укрупненные стоимостные характеристики электронных сетей 35 – 1150 кВ/ Д.Л. Файбисович, И.Г. Карапетян – М.: Фолиум, 2012.
11. Методические указания к курсовой работе «Районная электронная сеть» по дисциплине «Распределение и потребление электроэнергии» / Сост.: Т.И. Дубровская, Л.С. Певцова, Л.В. Старощук. – Смоленск: филиал ГОУВПО «МЭИ (ТУ)» в г. Смоленске, 2013. – 32с.
12. Передача и распределение электронной энергии: Учебное пособие/ А.А. Герасименко, В.Т. Федин. – Красноярск: ИПЦ КГТУ; Минск: БНТУ, 2010. – 808 с.
13. Пособие к курсовому проектированию для электроэнергетических специальностей: Учебное пособие / В.М. Блок, Г.К. Обушев, Л.Б. Паперно и др.; М.: Высшая школа, 2011. – 304 с.
14. Правила устройства электроустановок: Справочник / С.Г. Цариц, А.Ф. Акимкин и др. – М.: Энергоатомиздат, 2012. – 652 с.
15. Правила устройства электроустановок седьмое издание М.: НЦ ЭНАС 2013 г.
16. Справочник по проектированию электронных сетей / Под редакцией Д.Л. Файбисовича. – М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2010. – 320 с. ил.
17. Справочник по проектированию электроэнергетических систем: Справочник / С.С. Рокотян, И.М. Шапиро и др. – М.: Энергия, 2009. – 288 с.
18. СТО 4.2-07-2009 Система менеджмента свойства. Общие требования к построению, изложению и оформлению документов учебной деятельности.
19. Экономика индустрии т.2: Учебник /, А.Б. Кожевников и др. – М.: Экономика, 2009. – 350 с.
20. Электротехнический справочник: Справочник / под общ. ред.В.Г. Герасимов и др. – М.: Издательство МЭИ, 2011. – 964 с.
]]>