Авиационно инженерство Административно право Административно право Беларус Алгебра Архитектура Безопасност на живота Въведение в професията „психолог” Въведение в икономиката на културата Висша математика Геология Геоморфология Хидрология и хидрометрия Хидросистеми и хидравлични машини Културология Медицина Психология икономика дескриптивна геометрия Основи на икономически т Oria професионална безопасност Пожарна тактика процеси и структури на мисълта, Професионална психология Психология Психология на управлението на съвременната фундаментални и приложни изследвания в апаратура социалната психология социални и философски проблеми Социология Статистика теоретичните основи на компютъра автоматично управление теория на вероятностите транспорт Закон Turoperator Наказателно право Наказателно-процесуалния управление модерна производствена Физика Физични феномени Философски хладилни инсталации и екология Икономика История на икономиката Основи на икономиката Икономика на предприятията Икономическа история Икономическа теория Икономически анализ Развитие на икономиката на ЕС Спешни ситуации ВКонтакте Однокласници Моят свят Facebook LiveJournal Instagram

ЕЛЕКТРИЧЕСКИ МРЕЖИ И СИСТЕМИ

Насоки за изпълнение на курсовата работа

"Изчисляване на областната електрическа мрежа"

за студенти по специалност 140211 на всички форми на обучение

Курск 2009


УДК 621.311


Съставен от: OM Larin, D.V. Gurin

рецензент

Кандидат на технически науки Н.В. Horoshtlov

Електрически мрежи и системи [Текст]: насоки за изпълнение на курсовата работа / Курск. състояние. tehn. Университет; : ОМ Larin. Kursk, 2009. 26 стр., Ill. 5, табл. 3. Bibliogr.: P. 26.

Методическите указания съдържат задачата за курсовата работа “Изчисляване на областната електрическа мрежа” и справочни данни. Посочва реда на курсовата работа, подходи за решаване на различни етапи.

Предназначена е за студенти по специалност 140211 "Електроснабдяване" на всички форми на обучение.

Текстът е отпечатан в авторското издание.

Подписан за печат. Формат 60x84 1/16.

Дир. Печ. л. , Uch.-izd.l. Тираж 50 копия. Поръчка. Безплатно.

Курски държавен технически университет.

Издателски и печатарски център Курск

Държавен технически университет. 305040, жк. 50 години от октомври, 94.


въведение

Електрическите мрежи са връзка между производителя на електрическа енергия и потребителя, което им налага много строги изисквания:

1. Електрическите мрежи трябва да имат определена степен на надеждност.

2. Загубите в електрическите мрежи трябва да бъдат минимални, т.е. мрежите следва да се проектират въз основа на технически и икономически изчисления.

3. Електрическите мрежи трябва да бъдат възможно най-прости.

Тези изисквания са взаимно изключващи се. Увеличаването на надеждността автоматично води до увеличаване на разходите и сложността на електрическите мрежи. Повишената икономическа ефективност също води до увеличаване на разходите. Това обстоятелство води до необходимостта от решаване на всички тези проблеми в комплекс, като се отчита категорията на потребителите на тяхното местоположение, перспективите за развитие на даден икономически регион.

1. Цел и задачи на курса

Основната цел на разработката на дисциплината е изучаване на методите за решаване на горепосочените проблеми, запознаване със съществуващите видове електрическо оборудване, неговите характеристики и приложения.

Целта на изчислението е да се подберат елементите на електрическата мрежа (проводници, трансформатори, компенсиращи устройства, генератори и др.), Изчисляване на режимите на работа, съставяне на баланс на активната и реактивната мощност.

Проучването на всички тези въпроси ще ви позволи да ги използвате в раздела „външно захранване“ на проекта за дипломиране.


border=0



2. Задание за проектиране на областната електрическа мрежа

Първоначалните данни за проекта са:

1. Поставянето на електроцентрали и центрове за консумация на енергия (възел подстанции) е показано на фигура 1, където са показани гумите за генераторно напрежение и 10 kV шини за подстанции B, C, D.

2. Графики на натоварванията на потребителите (Фиг. 2), Таблица. 2.

3. Максимални натоварвания и коефициенти на мощност (Таблица 1).

4. Разстояния между електроцентрали и потребители.

Изчислението се прави за два режима: максимален и минимален.

Предпоставка за формиране на регионална електропреносна мрежа, обхващаща няколко населени места, е изграждането на отдалечена водноелектрическа централа F и свързването й с въздушна електропровод от дължина L FC с център за натоварване С. Втората базова електроцентрала е ТЕЦ А, която трябва да се разшири до изчисленото ниво. Режимът на изходна мощност от хидроелектрическата станция е зададен. Съществуващата ТЕЦ в проектираната енергийна система трябва да играе ролята на балансираща електроцентрала. Необходимо е да се определи най-изгодната комуникационна схема на двете централи с центрове на натоварване и параметри на свързващите линии и подстанциите. При избора на схема и параметри следва да се вземе предвид по-нататъшното развитие на системата и осигуряването на високо качество на електрозахранването на потребителите при нормални (максимални и минимални) режими на работа на електроенергийната система. В минималния режим натоварването на възлите намалява и съответно мощността на станция А намалява. В товарните възли делът на потребителите от първата категория възлиза на 15-30% от натоварването на възела. Под ACHR може да се свърже с 30-40% от товара.



Някои типични подстанционни схеми са дадени на фиг. 3. Разрешава се използването на схеми с 3–4 трансформатори на подстанции, ако това е оправдано от условията на разработката на системата (блокови схеми ES, разширяване на станцията и др.).


Таблица 1 Предистория на проекта

Номер на опцията (последната цифра) P max A cosj a P max B cosj B P max C cosj C P max D cosj D P max F cosj F P es F cosj F
MW - MW - MW --- MW - MW - MW -
0.7 0.8 0.86 0.7 0.8 0.9
0.75 0.7 0.8 0.75 0.7 0.9
0.8 0.65 0.85 0.8 0.75 0.9
0.85 0.7 0.87 0.85 0.8 0.9
0.8 0.75 0.8 0.7 0.85 0.9
0.75 0.75 0.82 0.68 0.7 0.9
0.7 0.8 0.75 0.7 0.8 0.9
0.8 0.9 0.7 0.72 0.75 0.9
0.85 0.8 0.8 0.75 0.8 0.9
0.75 0.85 0.85 0.85 0.7 0.9

Таблица 2 Контекст на проекта

Номер на опцията (предпоследният номер) Номер на график за зареждане Дължина на режима ° t въздух
А B C D F AB AS HELL Слънцето SD CF
- - - - - km km km km km km ° C
-5
5
10
15
20
b5 25
30
35
40

а) График на товара (№ 1) на машиностроителен завод при работа в една смяна

б) Графика на товара (№ 2) на машиностроителното предприятие при работа в 2 смени


в) Графика на натоварване (№ 3) на инженерното съоръжение при работа в 3 смени

г) График на товара (№ 4) - обобщен график на града


д) График на товарите (№ 5) на целулозно-хартиената промишленост

е) График на товара (№ 6) на предприятие за машиностроене

Фиг. 1, а - д. Заредете графики


Фиг. 2 Местоположение на електроцентрали и подстанции на хъб


Фиг. 3 Някои типични подстанционни схеми



Фиг. 4 Възможни конфигурации на мрежата


3. Избор на оптимална схема за развитие на областната мрежа.

Две системи за напрежение в регионалните мрежи са намерили разпространение в Русия: 10/35/110/220 kV и 10/35/110/330 kV. Въз основа на тях трябва да се направи избор на номинални напрежения: линии и подстанции. Някои възможни схеми на областната мрежа, които отговарят на условията на задачата, са показани на фиг.

4. Избор на номинални напрежения и оптимално проектиране на електрическата мрежа.

Изборът на линейни напрежения и подстанции се извършва едновременно с избора на мрежови схеми, както и с избора на броя на веригите и напречните сечения на въздушните линии. Следователно за схемите от фиг. 4 е необходимо да се намери разпределението на мощността въз основа на натоварването на отделните връзки и условието за осигуряване на надеждността на електрозахранването на възлите, за да се определи необходимия брой вериги (две или едно) във всички мрежови секции. Затворените мрежи AVS и AVSD трябва да бъдат изградени като хомогенна мрежа (едно напрежение и една жица). Едновременният отказ на две линии (включително две вериги върху двойно-верижни опори) може да бъде изключен от разглеждане колко малко вероятно е на практика

FC захранващата линия, като правило, е препоръчително да се извърши двойна верига, за да се гарантира надеждността на комуникационните станции А и F. Въпреки това, с малко количество предавана мощност (Pv, по-малко от 0.25–0.3 P eA.A ), вариант на един кръг е допустим, особено в вариант IV, който осигурява формирането на FCDE пръстенна мрежа. В този случай ТЕЦ трябва да има увеличен резерв от активна мощност и съответния резерв от капацитета на трансформаторите и линиите на пръстенната мрежа да доставят тази мощност към възел С (и в схема IV също към възел D ), когато FC линията е изключена. Капацитетите на отделните линии са без да се отчитат загубите и хетерогенността на пръстенната мрежа.

На етапа на предварителните изчисления в курсовата работа е необходимо да се изчисли разпределението на енергийния поток и да се избере оборудване за най-малко 2 варианта на мрежови схеми. Окончателният избор на вариант на схемата се основава на сравнение на възможностите.

Преди да се премине и определи разпределението на силовите потоци, е необходимо да се определят електроцентралите и товароносимостите в максимален и минимален режим. За тази цел е необходимо да се изградят графики на натоварването в посочените единици за всички потребители, за електроцентрали и за системата като цяло. Графиката на натоварването на системата като цяло се конструира като сума от графиките на всички натоварвания. Натоварването на системата се определя от времето на максимално и минимално натоварване. Следователно, силовите натоварвания в максималния режим се определят от графиките на натоварванията на потребителите по време на максималното натоварване на системата, а силовите натоварвания в минималния режим се определят от графиките на натоварванията на потребителите по време на минималното натоварване на системата.

За всеки график на натоварване е необходимо също да се изчисли продължителността на максималното натоварване T M , по време на което при най-голямо натоварване потребителят би получил същото количество енергия от мрежата, както при действителния график.

, (1)

Допълнителни изчисления се правят за максимални натоварвания. Известна е силата, която тече през радиалните секции на мрежата, за да определи потока на мощност в пръстена. За тази цел можете да отрежете пръстеновидната линия в точки А или С и да я представите като мрежа с двупосочна мощност. За затворена хомогенна мрежа (X i , R i = const), разпределението на потока може да се намери от момента на правилото със заместването на импедансите Z i с дължините на линията l i .

(2)

(3)

(4)

Изчисляването на номиналните напрежения и напречните сечения на проводниците е препоръчително да започне с захранването VL, проектното натоварване, което е равно на P FC = P ES F -P F. За ориентация при избора на работно напрежение на въздушната електропроводна мрежа, можете да използвате емпирични формули (на схема):

, kV; (5)

, (6)

където P е активната мощност, MW; L е дължината на въздушната линия, км.

Формула (5) дава задоволителни резултати в диапазона на напрежението 10–330 kV, формула (6) може да се използва за цялата скала на номиналните AC напрежения в обхвата 35–1150 kV.

В съответствие с приетата система от напрежения, най-близката голяма стойност на номиналното напрежение на стандартна скала на напрежението, но не по-ниска от 220 kV се приема като U nVL, ако l CF > 100 km. Напрежението на пръстена е взето или едно и също (за верига I), или една стъпка по-ниско. След това се прави подбор на раздели на VL. За тази цел е необходимо да се изчислят токовете, преминаващи през всяка VL, т.е. пълна мощност, минаваща по линиите. Активната мощност се изчислява по-горе, поради което е необходимо да се изчисли реактивната мощност, преминаваща през всички въздушни линии.

5. Определяне на напречното сечение на проводниците и мощността на компенсиращите устройства.

Решете въпроса за избор на размер на проводника е възможно само в комбинация с избора на мощност компенсиращи устройства. Препоръчва се PUE да доведе фактора на мощността до 0.92-0.95 , с този; Целта е да се определи силата на компенсиращите устройства чрез зададената активна мощност на натоварванията и техните фактори на мощност, като

Q k = P H (tgj норми -tgj n ), (7)

където Р Н - мощност на натоварване;

tgj норми = tg (arccosj норми );

cosj стандарти = 0.92-0.95;

tgj n = tg (arccosj n ),

където cosj n - коефициентът на естествената мощност на товара, за да се инсталират компенсаторни устройства;

cosj норми - нормализиран коефициент на мощност.

След това, в съответствие с указателя, изберете вида и броя на компенсаторните устройства - кондензаторни банки или синхронни компенсатори и определете реактивната мощност на товара, като вземете предвид компенсацията.

(8)

За товари, свързани с генераторите на напрежението на електроцентралите, не е необходимо да се избират компенсаторни устройства, тъй като необходимата реактивна мощност се дава от генераторите на електроцентрали.

Познавайки реактивните товари на потребителите, ние определяме разпределението на потока на реактивната мощност в мрежата, подобно на разпределението на потока на активната мощност. Изчислете пълната мощност и теченията, които текат във всяка VL

(9)

(10)

Изчислените токове ви позволяват да преминете към избора на проводникови участъци на въздушни линии. Критерият за избор на напречното сечение на проводниците на въздушни и кабелни линии е минималната намалена цена. В практиката на проектиране на линии и масово конструиране изборът на проводящи секции се извършва не чрез сравнителни технически и икономически изчисления за всеки конкретен случай, а чрез стандартизирани обобщени показатели.

В продължение на много години икономическата плътност на тока се използва като такъв индикатор при проектирането на въздушни линии 35–500 kV и КЛ.

За въздушни линии са взети стойности на икономическа плътност на тока в зависимост от региона на страната и броя, часовете на използване на максималното натоварване в диапазона 1-1,5 А / мм 2 . Стойностите на икономическата плътност на тока са установени на базата на права линия на разходите за изграждане на въздушна електропроводна линия на напречното сечение на проводниците. Преходът към масово изграждане на въздушни линии на унифицирани опори значително промени съотношението на разходите на въздушните линии с различни напречни сечения. По-специално се оказа, че изграждането на някои въздушни линии от 110 kV с по-малки напречни сечения на проводниците е по-скъпо от въздушните линии с по-големи напречни сечения.

Изборът на напречно сечение на проводника и проектирането на фазата на въздушни линии 1150 kV и трансмисии на постоянен ток се основава на технически и икономически изчисления.

Броят на жичните напречни сечения, използвани понастоящем за изграждане на въздушни линии (за ВЛ 110 kV е седем, 220–330 kV е четири, 500 kV е три) противоречат на принципите за обединяване на линиите като цяло. следователно, при разработването на ново унифициране на опорите, е разгледана възможността за намаляване на обхвата на използваните проводници. Намаляването на броя на марките, използвани за изграждане на въздушни линии, напълно характеризира проектирането и изграждането на въздушни линии въз основа на ограничен брой марки проводници, носещи конструкции и фундаменти, изолация и армировка, като се увеличава делът на единните въздушни линии в общата дължина на линиите, получавайки положителен ефект при организацията на експлоатацията.

При избора на опция за унифициране е разкрита възможността за въвеждане на „чрез” унифициране на обхвата на проводниците за въздушни линии на всички напрежения, като стъпката на секциите за всяко напрежение е 1.5-2. Тези условия съответстват на напречното сечение на проводниците (фазите) mm 2 :

ВЛ 110 kV - 70, 120, 240; 220 kV - 240, 400; 330 kV - 2x240. 2x400; 500 kV - 3x300, 3x400; 750 kV - 5x300, 5x400.

Редуцираната номенклатура на кабелите беше приета в развитието на ново обединение на опори. Икономическите текущи интервали за въздушни линии с намален обхват на проводниците са дадени в таблица. 7.9 [1] и съответните потоци на енергия в таблица. 7.11 [1].

Избраното напречно сечение на проводника трябва да се проверява от допустимото токово натоварване при отопление:

, (12)

където I P е номиналният ток за тестване на проводниците за отопление (средно токово натоварване за половин час), докато проектни режими могат да бъдат нормални или последващи режими, както и периоди на ремонт на други мрежови елементи;

I DOP - допустимо постоянно натоварване.

Въздушните линии от 110 kV и по-високи, разположени по маршрутите с коти над 1500 m над морското равнище, подлежат на проверка съгласно условията на короната. При по-ниски коти не се извършва проверка, тъй като изчисляват се икономически интервали на токове и мощности за участъци, които са равни на по-големи от минимално допустимите при условията на короната.

6. Избор на схема и оборудване на подстанции и станции

В подстанции от цялата категория с натоварване от P H > 10 MW, като правило се осигурява инсталирането на два трансформатора (автотрансформатори). Препоръчват се трифазни трансформатори при подстанции от 35-150 kV, трифазни автотрансформатори, използвани в подстанции 220-330 kV. Инсталиране на подстанции на еднофазни трансформатори, както и на един или три или повече трансформатори (автотрансформатори) при спускащи подстанции изисква специална обосновка. Мощността на трансформатора се избира в зависимост от натоварването на 5-та година от експлоатацията на подстанцията. При верига с два трансформатора се приема, че мощността на всеки трансформатор е 0.65 - 0.7 от максималния номинален товар на подстанцията:

, (13)

В авариен режим (когато един трансформатор е изключен), коефициентът на натоварване на трансформатора, който остава в експлоатация, не трябва да надвишава стойността от 1,35 - 1,45 от S TH

(14)

при температура на въздуха през зимата до + 5 ° С и продължителност на максимално натоварване до 4 часа. При други температури на околната среда, натоварването на трансформатора в авариен режим трябва да се провери съгласно таблицата. допустимо претоварване на трансформатори.

В случай на използване на автотрансформатор с три намотки е необходимо да се има предвид, че нисковолтовите намотки от 6-10 kV са проектирани за типична мощност, която е около 0.5 S атомна и следователно може да ограничи отвеждането на мощност в транзитната подстанция C.

Като правило, автотрансформаторите се използват за спускане на подстанции с напрежение 220 kV и по-високи, които имат по-ниски разходи и по-ниски загуби на мощност. Въпреки това, в случаите, когато по-голямата част от мощността (повече от 50% S в .nom ) е осигурена в HH мрежата, проектът на автотрансформатора не е проектиран, разумно е да се инсталират тримотови трансформатори. В известен смисъл това обстоятелство трябва да се вземе предвид при избора на мястото на присъединяване на линията SD (фиг.4). Особено икономична е двуконтурната версия на линията (със съответното натоварване на възела D , тъй като повишава надеждността на захранването на приемната подстанция D.

Тъй като схемите и условията за разпределение на електроенергия от подстанциите надолу по веригата не са известни в проекта, тя може да бъде ограничена само до избора на трансформатори и превключватели в веригите на намотките: HV, MV и LV трансформатори в съответствие с примерните схеми на подстанция от фиг.3. Въпросът за броя на връзките на гумите NN в проекта не се разглежда.

При избора на мощност на водноелектрическите централи и топлоелектрическите централи и броя на генераторите е необходимо да се вземе предвид консумацията на енергия за собствените нужди на станциите (около 5-10%) и резервния капацитет (около 15% от общото натоварване на системата, но не по-малко от капацитета на най-голямата единица в тази електроенергийна система). Оптималният брой на генераторите в електроцентралите е 4 - 8. Схемите за мощност в електроцентралите са прости. Запасите от енергия трябва да бъдат разположени в ТЕЦ, разположени по-близо до основните центрове за консумация на енергия. Потребная мощность балансирующей станции А может быть определена суммированием всех нагрузок с вычитанием из этой суммы мощности Р эс F генерируемой станцией F в максимальном режиме системы:

Р эсА =1.15×1.1 [(Р А + Р ВСДF ) × 1.05-Р эс F ] , (15)