Главная Учебники - Разные Лекции (разные) - часть 28
|
в г. Смоленске Кафедра ЭЭС Специальность: Электроснабжение Курсовой проект «Проектирование и диагностика режимов
электроэнергетической системы» Смоленск, 2011г. Курсовой проект по учебной дисциплине «Электропитающие системы и электрические сети». Кафедра ЭЭС.-Смоленск: филиал ГОУ ВПО «МЭИ (ТУ)», 2011 г.– 38с., 34 табл., 10 рис., 1 прил. Проектируется сеть напряжением 500/220 кВ. Выбираются параметры сети. По программе «RastrWin» на персональном компьютере рассчитываются ряд характерных режимов. Приводятся технико-экономические расчёты для сравнения вариантов схем электроснабжения. Составляется спецификация оборудования. Содержание
ГЛАВА 1. Анализ исходных данных 1.1 Характеристика района строительства сети 1.2 Характеристика потребителей 1.3 Характеристика источников питания ГЛАВА 2. Выбор основных параметров сети 2.1 Графики электрических нагрузок 2.2 Предварительная наметка конфигурации линии 2.3 Выбор параметров воздушных линий 2.4 Выбор трансформаторов и автотрансформатора 2.5 Схемы электрических соединений элементов сети ГЛАВА 3. Технико-экономическое сравнение двух намеченных вариантов сети 3.1 Капитальные вложения 3.2 Издержки 3.3 Потери электроэнергии 3.4 Затраты 3.5 Сравнение затрат ГЛАВА 4. Математическое моделирование элементов сети 4.1 Математическое моделирование воздушных линий 4.2 Математическое моделирование трансформаторов ГЛАВА 5. Расчёты и анализ характерных режимов 5.1 Режим наибольших нагрузок 5.2 Режим наименьших нагрузок 5.3 Режим послеаварийный ГЛАВА 6. Технико-экономические показатели 6.1 Спецификация основного оборудования и материалы Список используемой литературы ГЛАВА 1. Анализ исходных данных
В данной главе анализируется район, в котором сооружается сеть, потребители и источники электроэнергии. В районе строительства существует пять пунктов потребления электроэнергии, наибольшие зимние нагрузки которых равны соответственно П1- 450, П2- 20, П3-120, П4-230, П5-30 МВт. В пунктах 1, 3, 5 потребители по надёжности электроснабжения Iи II категории
, в пунктах 2 и 4 потребители только
II категории. Потребители получают электроэнергию от двух источников – гидроэлектростанции (ГЭС) и энергосистемы (С). Располагаемая мощность ГЭС-800 МВт-зимой и 600 МВт летом; резерв системы составляет300 МВт. Диапазон изменения Вывод
:
Получена характеристика района, где сооружается электрическая сеть, характеристика потребителей, для питания которых она необходима, и характеристика источников питания.
ГЛАВА 2. Выбор основных параметров сети
В данной главе рассматривается схема электрических соединений основных элементов электрической сети, и принимаются решения о выборе основных ее параметров для двух выбранных вариантов.
На основании заданных в относительных единицах зимних суточных графиков нагрузок составим графики нагрузок потребителей для зимы и лета, результаты расчетов сведем в табл.1. Графики электрических нагрузок потребителей и потоки мощности от ГЭС и системы. Таблица 1 Из приведенной таблицы видно, что режим наибольшей нагрузки имеет место зимой с 20 до 24 часов (потребляемая мощность – 772/702 МВт), а режим наименьшей нагрузки – летом с 12 до 16 часов (потребляемая мощность 250,6/368,1 МВт). Годовое потребление электроэнергии: Число часов использования наибольшей нагрузки: На базе данных о географическом расположении пунктов потребления электроэнергии и их нагрузках намечаем две схемы распределения мощностей. Схема сети СВН в первом варианте состоит из двухцепных линий от С и ГЭС. В данном варианте схемы одноцепные линии не применяются, а во втором варианте сеть изменена и представлена в виде кольца на напряжение 220 кВпо линиям к потребителям, состоящего из одноцепных линий. Передача мощности от ГЭС и С осуществляется к ПС1 по двухцепной линии на 500 кВ, к оставшимся потребителям передача мощности осуществляется по линиям на напряжение500 220 и 110 кВ исходя из кратчайших расстояний. Напряжения на линиях в обеих схемах представлены нарис.1.
Рис.1 Два варианта конфигурации линий
2.3 Выбор параметров ВЛ
Выбор номинальных напряжений и числа цепей линий проектируемой сети тесно связан и в общем случае представляет сложную технико-экономическую задачу, при решении которой требуется учитывать множество факторов: надежность электроснабжения потребителей, обеспечение нормируемого качества электроэнергии на зажимах электроприемников, перспективу развития сети и т.д. В данном случае выбор номинального напряжения осуществляется по формуле: Выполним расчёт экономического напряжения UЭК для 1-го варианта схемы (участок ГЭС - ПС1): Результаты расчетов для всех участков схем сведены в таблицы 4 и 5. По полученным экономическим значениям напряжений принимаем номинальные напряжения линий. Полученные значения для удобства так же представлены в таблицах 4 и 5. После определения номинальных напряжений, устанавливается количество цепей ВЛ –исходя из условий надёжности питания потребителей I и II категорий ([1], п.1.2.17-1.2.19) (принимаем, что ремонт ВЛ или замена трансформатора менее, чем за сутки невозможны). Все ЛЭП, кроме ПС4-ПС2,ПС5-ПС4, ПС3-ПС5, ПС2-ПС3 (входят в кольцо) выполняются двухцепными в варианте II, а в варианте I – все ЛЭП -двухцепные линии. Максимальные потоки по ЛЭП для схемы 1 представлены в таблице 2, а 2-й схемы – в таблице 3. Расчёт максимальных перетоков мощности в кольце выполнен с учетом всех возможных случаев обрывов ВЛ кольца. Максимально возможные потоки мощностей дляЛЭП схемы 1 Таблица 2 Максимально возможные потоки мощностей дляЛЭП схемы 2. Таблица 3 Выбор сечения линии производится по следующим условиям ГЭС-ПC1: 1. По короне: По ([2], табл.3.7) минимальное сечение провода 500 кВ по условиям короны 3хАС300/66 или 2хАС 700/86. Для напряжения 220 кВ минимальное сечение(марка) АС 240/39.Для напряжения 110кВ минимальное сечение(марка) АС 70/11. 2. По допустимым потерям и отклонениям напряжения ВЛ35 кВ и выше проверке не подлежат ([3], с.160). 3. По экономической плотности тока. 4. По допустимой токовой нагрузке по нагреву: Расчётная токовая нагрузка участка ГЭС-ПС1 схемы 1и 2: где По ([3], табл.7.12) максимально допустимый ток для одного провода АС 600/72составляет1050 А ( ( По экономической плотности рекомендуемое сечение: Следовательно, принимаем ближайшее сечение - провод марки 3хАС 300/66. Выбор сечений проводов остальных ВЛ производится аналогично и представлен в таблицах4, 5. Для удобства в данных таблицах представлены результаты выбора напряжений ЛЭП.
Выбор напряжений и сечений проводов ЛЭП схем 1
Таблица 4 Выбор напряжений и сечений проводов ЛЭП схем 2 Таблица 5 Выбор трансформаторов связи между двумя сетями зависит от многих факторов: - номинальных напряжений объединяемых сетей; -нагрузок на сторонах высокого, среднего и низкого напряжений подстанций; - требования к надёжности электроснабжения потребителей; - требований к регулированию напряжений; - окружающей среды и т.д. Потоки мощности через автотрансформаторы для схем 1,2 представлены в таблице 6. Потоки мощности через трансформаторы (автотрансформаторы) Таблица 6 По условиям надёжности электроснабжения потребителей I и II категорий у всех потребителей устанавливаемдвухтрансформаторные ПС. Выбор номинальной мощности трансформаторов (автотрансформаторов) производится по следующей зависимости: Для автотрансформаторов подстанции ПС1: 1,4 – коэффициент, учитывающий аварийную перегрузку трансформатора. Выбор марок трансформаторов осуществлялся по табл.5.18-5.25 [2]. Результаты выбора сведены в таблицы 7 и 8. Трансформаторы и автотрансформаторы, установленные на ПС для схемы 1. Таблица 7 Трансформаторы и автотрансформаторы, установленные на ПС для схемы 2 Таблица 8 Выбор схем распределительных устройств на подстанциях электрической сети для варианта схемы 1 приведен в таблице 9. Для схемы 2 выбор схем РУ приведен в таблице 10. Выбор схем распределительных устройств на подстанциях схемы 1. Таблица 9 Выбор схем распределительных устройств на подстанциях схемы 2 Таблица 10 Вывод:
Выбраны две наиболее рациональные в первом приближении схемы сети. Для них определены напряжения линий электропередачи, сечения проводов, число цепей, количество, тип и номинальные мощности трансформаторов (автотрансформаторов) на подстанциях, схемы электрических соединений подстанций. Эти данные необходимы для технико-экономического сравнения вариантов. Вывод по пункту:
Намечены две схемы электрических соединений элементов для дальнейших расчётов. Выбрано напряжение и сечение проводов ВЛ, типы и мощности трансформаторов потребителей, схемы РУ. Рис.3 Схемы электрических соединений элементов варианта 2 Рис.4 Схемы электрических соединений элементов варианта 1 ГЛАВА 3. Технико-экономическое сравнение двух намеченных вариант
ов сети
В этой главе на основе технико-экономического анализа из двух ранее намеченных схем электрической сети определяется оптимальная с точки зрения приведенных затрат. Цены приведены по справочнику И.М. Шапиро, С.С. Рокотяна( т.е. на 1985 г.) Приведенные затраты на проектируемую сеть: где ЕН = 0,12 – нормативный коэффициент сравнительной эффективности капитальных вложений; К - суммарные капитальные вложения, тыс. руб.; И - суммарные издержки, тыс. руб.; У – ущерб от недоотпуска электроэнергии, тыс. руб. В данном проекте У = 0. Во всех пунктах применяются двухцепные ВЛ и двухтрансформаторные ПС, параметр потока отказов которых мал. В соответствии с ([3], с.314) одни и те же элементы сети, повторяющиеся во всех вариантах, не учитываются. Повторяющимися элементами сети являются линии ГЭС-С, ГЭС-ПС1, ПС1-ПС4. 3.1 Капитальные вложения
где Линии:
где Для линии ГЭС-С (для обоих вариантов):UH = 500 кВ, L = 510 км, провод 3хАС-300/66 (табл.3.15, [2]),тогда: Для остальных линий расчет аналогичен, расчетные данные по остальным линиям приведены в табл.11,12. Расчетные данные затрат на линии для схемы 1 Таблица 11 Расчетные данные затрат на линии для схемы 2 Таблица 12 Капитальные вложения в линии для схем:
Одинаковые элементы сети в сравнении вариантов не учитываются. Подстанции:
где Для обоих вариантов ПС-1: ПС-1: Сторона ВН ПС-1: 500кВ «Полуторная схема», тогда по ([3] табл. 9.15,с.334) Учтём стоимость устанавливаемых трансформаторов:
Для обоих вариантов: ПС-1: UВН-Т = 500 кВ, UНН-Т = 13,8 кВ, SТ=400 МВА, Постоянная часть затрат:
Для обоих вариантов: Для ВН ПС-1: 500 кВ, «Полуторная» по ([3] табл.9.35) Результаты расчётов капитальных вложений в подстанции схемы 1, 2 представлены в таблицах13, 14. Капитальные вложения в подстанции схемы 1 Таблица 13 Капитальные вложения в подстанции схемы 2 Таблица 14 Суммарные капитальные вложения:
Одинаковые элементы не учитываем. Вариант 1: Вариант 2: 3.2 Издержки
Суммарные издержки Линии:
где Для варианта 1: По ([3], табл.8.2,с. 315) Для варианта 2: По ([3], табл.8.2,с. 315) Издержки на амортизацию, обслуживание и ремонт ВЛЭП схемы 1 и 2: Таблица15 Подстанции:
где Для ПС-1 (оба варианта): По ([3], табл.8.2) Издержки на амортизацию, обслуживание и ремонт ПС схемы 1 и 2 Таблица 16 Одинаковые элементы не учитываем. 3.3 Потери электроэнергии
Издержки на стоимость потерянной в электроэнергии: Число часов использования наибольшей нагрузки и время потерь определяются на основании графиков электрических нагрузок табл.1. Зимний, летний и годовой потоки электроэнергии через С-ГЭС схем 1 и 2: Число часов использования наибольшей нагрузки: Число часов наибольших потерь: где Годовые потери электроэнергии в линии С-ГЭС: где Результаты расчётов для остальных ВЛ схемы 1 и 2 приведены в таблицах17 и 18 : Стоимость потерянной в линиях схемы1 электроэнергии Таблица 17 Стоимость потерянной в линиях схемы 2 электроэнергии Таблица 18 Рассмотрим определение стоимости потерь электроэнергии для автотрансформаторов подстанции ПС4 для схемы 1. Зимний, летний и годовой потоки мощности через обмотки автотрансформаторов определяются на основании графиков потоков мощности (см. таблицу 6). Для обмотки ВН трансформатора АТ4 подстанции ПС4: Число часов использования наибольшей нагрузки где Число часов наибольших потерь Для остальных обмоток автотрансформатора расчёт производится аналогично и представлен в таблице 19. Потоки мощности через обмотки автотрансформатора АТ4, число часов максимальной нагрузки и число часов наибольших потерь Таблица 19 Годовые потери электроэнергии в автотрансформаторах подстанции ПС4 определяются по следующей формуле [4]: где n – число автотрансформаторов на подстанции; =7329,5 МВт∙ч. Для автотрансформаторов подстанции ПС4 схемы варианта 2 расчёт проводится аналогично. Результаты расчёта потерь электроэнергии в автотрансформаторах схемы 1 представлены в таблице 20. трансформатор электрический сеть Расчёт потерь электроэнергии в автотрансформаторах для схемы 1 и схемы 2 Таблица 20
| |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||