Реферати українською » Физика » Проектування і діагностика режимів електроенергетичної системи


Реферат Проектування і діагностика режимів електроенергетичної системи

Страница 1 из 4 | Следующая страница

>ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ОСВІТІ

Філія ДЕРЖАВНОГООБРАЗОВАТЕЛЬНОГО УСТАНОВИ ВИЩОЇПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОСВІТИ

«МОСКОВСЬКИЙ ЕНЕРГЕТИЧНИЙ ІНСТИТУТ

(>ТЕХНИЧЕСКИЙ УНІВЕРСИТЕТ)»

м. Смоленську

КафедраЭЭС

Спеціальність: Електропостачання

>Курсовой проект

«Проектування і діагностика режимів електроенергетичної системи»

Смоленськ, 2011 р.


>Курсовой проект навчальної дисципліни «>Электропитающие системи та електричні мережі». КафедраЭЭС.-Смоленск: філіяГОУВПО «>МЭИ (ТУ)», 2011 р.–38с., 34 табл., 10 рис., 1прил.

>Проектируется мережу напругою 500/220 кВ.

>Вибираются параметри мережі. За програмою «>RastrWin» на персональному комп'ютері розраховуються ряд характерних режимів. Наводяться техніко-економічні розрахунки порівнювати варіантів схем електропостачання. Складається специфікація устаткування.


Зміст

 

ГЛАВА 1. Аналіз вихідних даних

1.1 Характеристика району будівництва мережі

1.2 Характеристика споживачів

1.3 Характеристика джерел харчування

ГЛАВА 2. Вибір основних параметрів мережі

2.1 Графіки електричних навантажень

2.2 Попередня позначка конфігурації лінії

2.3 Вибір параметрів повітряних ліній

2.4 Вибір трансформаторів іавтотрансформатора

2.5 Схеми електричних сполук елементів мережі

ГЛАВА 3. Техніко-економічне порівняння двох намічених варіантів мережі

3.1 Капітальні вкладення

3.2 Недоліки

3.3 Втрати електроенергії

3.4 Витрати

3.5 Порівняння витрат

ГЛАВА 4. Математичного моделювання елементів мережі

4.1 Математичного моделювання повітряних ліній

4.2 Математичного моделювання трансформаторів

ГЛАВА 5.Расчети і аналіз характерних режимів

5.1 Режим найбільших навантажень

5.2 Режим найменших навантажень

5.3 Режим післяаварійний

ГЛАВА 6.Технико-економические показники

6.1Спецификация основного устаткування й матеріали

Список використовуваної літератури

Додаток

ГЛАВА 1. Аналіз вихідних даних

У цьому главі аналізується район, у якому споруджується мережу, споживачі і джерела електроенергії.

1.1 Характеристика району будівництва мережі

 

>Электроенергетическая мережу споруджується у районі Калуги, яка належить по ([1],рис.2.5.5) до III району за "товщиною стінкигололеда. По швидкісному натиску вітру місцевість належить до II району; по танцю дротів – помірною танцем дротів. Середньорічна тривалість гроз – від 40 до 60 год.Эквивалентная температура охолоджуючоговоздуха([2],табл.1.37): річна +9,4°С, зимова -8,9 °З, літня +>17,3°С.

1.2 Характеристика споживачів

У районі будівництва існує п'ять пунктів споживання електроенергії, найбільші зимові навантаження яких рівні відповідноП1- 450,П2- 20,П3-120,П4-230,П5-30 МВт. У пунктах 1, 3, 5 споживачі за надійністю електропостачання I і II категорії, в пунктах 2 і 4 споживачі лише II категорії.

1.3 Характеристика джерел харчування

Споживачі отримують електроенергію від двох джерел – гідроелектростанції (ГЕС) і енергосистеми (З).Располагаемая потужністьГЭС-800МВт-зимой і 600 МВт влітку; резерв системисоставляет300 МВт. Діапазон зміни від –0,2 до +0,2.

Висновок: Отримано характеристика району, де споруджується електрична мережу, характеристика споживачів, для харчування яких необхідна, і характеристика джерел харчування.


 

ГЛАВА 2. Вибір основних параметрів мережі

У цьому главі розглядається схема електричних сполук основних елементів електричної мережі, і приймають рішення про вибір основних її параметрів обох вибраних варіантів.

2.1 Графіки електричних навантажень

З заданих в відносних одиницях зимових добових графіків навантажень складемо графіки навантажень споживачів для зими й літа, результати розрахунків зведемо в табл.1.

Графіки електричних навантажень споживачів і потоки потужності ГЕС і системи.


Таблиця 1

Споживач

Сезон Навантаження споживачів, МВт під час:
0 – 4 4 – 8 8 – 12 12 – 16 16 – 20 20 – 24
>П1 зима 270 270/360 450 180/270 270/360 450
літо 194,4 194,4/259,2 324 129,6/194,4 194,4/259,2 324
>П2 зима 16 8 8/12 20 8 12
літо 12,8 6,4 6,4/9,6 16 6,4 9,6
>П3 зима 96 96 48 48/72 120 96/72
літо 65,3 65,3 32,6 32,6/49 81,6 65,3/49
>П4 зима 184 184 92 92/138 230 184/138
літо 123,3 123,3 61,6 61,6/92,5 154,1 123,3/92,5
>П5 зима 18 18/24 30 12/18 18/24 30
літо 16,2 16,2/21,6 27 10,8/16,2 16,2/21,6 27
П зима 584 576/672 628/632 352/518 646/742

772/702

літо 412 405,6/475,8 451,6/454,8

250,6/368,1

452,7/522,9 549,2/502,1
Потужність ГЕС зима 800 800 800 800 800 800
літо 600 600 600 600 600 600
Обмін потужністю і системи зима 216 224/128 172/168

448/282

154/58 28/98
літо 188 194,4/124,2 148,4/145,2

349,4/231,9

147,3/77,1 50,8/97,9

З наведеної таблиці видно, що режим найбільшої навантаження має місце взимку з 20 до 24 годин (споживана потужність – 772/702 МВт), а режим найменшої навантаження – влітку з 12 до 16 годин (споживана потужність 250,6/368,1 МВт).

Річне споживання:

 >МВтч;

 >МВтч;

 >МВтч.

Кількість годин використання найбільшої навантаження:

год, де - максимальна потужність споживачів, МВт.

 

2.2 Попередня позначка конфігурації лінії

На базі даних про географічне розташування пунктів споживання електроенергії та їх навантаженнях намічаємо дві схеми розподілу потужностей. Схема мережіСВН у першому варіанті складається здвухцепних ліній від З повагою та ГЕС. У цьому варіанті схеми одноланцюгові лінії не застосовуються, тоді як у другому варіанті мережу змінена і подана як кільця на напруга 220кВпо лініях до споживачів, що складається зодноцепних ліній. Передача потужності ГЕС і З здійснюється доПС1 подвухцепной лінії на 500 кВ, до інших споживачам передача потужності здійснюється за лініях нанапряжение500 220 і 110 кВ з найкоротших відстаней.Напряжения на лініях на обох схемах представленінарис.1.

Мал.1 Два варіанта конфігурації ліній

 

2.3 Вибір параметрівВЛ

Вибір номінальних напруг і кількості ланцюгів ліній проектованої мережі тісно пов'язане й у випадку представляє складнутехнико-економическую завдання, під час вирішення якій потрібно враховувати багато чинників: надійність електропостачання споживачів, забезпеченнянормируемого якості електроенергії на затискахелектроприемников, розвиток сіті й т.д. У разі вибір номінального напруги здійснюється за формулі:

Виконаємо розрахунок економічного напругиUЭК для 1-го варіанта схеми (ділянку ГЕС -ПС1):

Результати підрахунків всім ділянок схем зведені до таблиць 4 і п'яти. Із одержаних економічним значенням напруг приймаємо номінальні напруги ліній. Отримані значення для зручності як і представлені у таблицях 4 і п'яти.

Після визначення номінальних напруг, встановлюється кількість ланцюгівВЛ –з умовнадежности харчування споживачів I і II категорій ([1],п.1.2.17-1.2.19) (приймаємо, щоВЛ чи заміна трансформатора менш, за добу неможливі).

Усі ЛЕП, крімПС4-ПС2,ПС5-ПС4,ПС3-ПС5,ПС2-ПС3 (входить у кільце) виконуютьсядвухцепними у варіанті II, а варіанті I – все ЛЕП ->двухцепние лінії. Максимальні потоки по ЛЕП для схеми 1 представлені у таблиці 2, а 2-ї схеми – в таблиці 3.

>Расчет максимальних перетоків потужності кільці виконано з урахуванням інтересів усіх можливих випадків обривівВЛ кільця.

Максимально можливі потоки потужностейдляЛЭП схеми 1

Таблиця 2

Лінія Сезон Потужність перетікання лінії, МВт по тимчасовим інтервалам
0 – 4 4 – 8 8 – 12 12 – 16 16 – 20 20 – 24
>ГЭС-ПС1 зима 584 576/672 628/632 352/518 646/742

772/702

літо 412 405,6/475,8 451,6/454,8 250,6/368,1 452,7/522,9 549,2/502,1
>ПС1-ПС4 зима 314 306/312 178/182 172/248

376/382

322/252
літо 217,6 211,2/216,6 127,6/130,8 121/173,7 258,3/263,7 225,2/178,1
>ПС4-ПС3 зима 130 122/128 86/90 80/110

146/152

138/114
літо 94,3 87,9/93,3 66/69,2 59,4/81,2 104,2/109,6 101,9/85,6
>ПС3-ПС2 зима 16 8 8/12

20

8 12
літо 12,8 6,4 6,4/9,6 16 6,4 9,6
>ПС3-ПС5 зима 18 18/24

30

12/18 18/24 30
літо 16,2 16,2/21,6 27 10,8/16,2 16,2/21,6 27
>ГЭС-С зима 216 224/128 172/168

448/282

154/58 28/98
літо 188 194,4/124,2 148,4/145,2 349,4/231,9 147,3/77,1 50,8/97,9

Максимально можливі потоки потужностейдляЛЭП схеми 2.


Таблиця 3

Лінія Сезон Потужність перетікання лінії, МВт по тимчасовим інтервалам
0 – 4 4 – 8 8 – 12 12 – 16 16 – 20 20 – 24
>ГЭС-ПС1 зима 584 576/672 628/632 352/518 646/742

772/702

літо 412 405,6/475,8 451,6/454,8 250,6/368,1 452,7/522,9 549,2/502,1
>ПС1-ПС4 зима 314 306/312 178/182 172/248

376/382

322/252
літо 217,6 211,2/216,6 127,6/130,8 121/173,7 258,3/263,7 225,2/178,1
>ПС4-ПС2 зима 130 122/128 86/90 80/110

146/152

138/114
літо 94,3 87,9/93,3 66/69,2 59,4/81,2 104,2/109,6 101,9/85,6
>ПС4-ПС5 зима 130 122/128 86/90 80/110

146/152

138/114
літо 94,3 87,9/93,3 66/69,2 59,4/81,2 104,2/109,6 101,9/85,6
>ПС5-ПС3 зима 112 104 56/60 68/92

128

108/84
літо 78,1 71,7 39/42,2 48,6/65 88 74,9/58,6
>ПС2-ПС3 зима 114 114/120 78 60/90

138/144

126/102
літо 81,5 81,5/86,9 59,6 43,4/65,2 97,8/103,2 92,3/76
>ГЭС-С зима 216 224/128 172/168

448/282

154/58 28/98
літо 188 194,4/124,2 148,4/145,2 349,4/231,9 147,3/77,1 50,8/97,9

Вибір перерізу лінії проводиться у разі наступним умовамГЭС-ПC1:

1. По короні: По ([2],табл.3.7) мінімальне перетин дроти 500 кВ в умовах корони3хАС300/66 чи2хАС 700/86. Для напруги 220 кВ мінімальнесечение(марка) АС240/39.Для напруги110кВ мінімальнесечение(марка) АС 70/11.

2. По допустимим втрат іотклонениям напругиВЛ35 кВ і від перевірці не підлягають ([3],с.160).

3. По економічної щільності струму.

4. По припустимоютоковой навантаженні по нагріванню:

>Расчетнаятоковая навантаження ділянкиГЭС-ПС1 схеми1и 2:

 А,


де  - максимальна потужність, що протікає лінією, – поставлене коефіцієнт потужності.

По ([3],табл.7.12) максимально припустимий струм на одне дроти АС600/72составляет1050 А ( Хіба перевищуєрасчетное значення), проте за умові корони можливо застосування дроти марки3хАС 300/66

( На три дроти, що перевищуєрасчетний струм) і дротів з більшими насечениями.

По економічної щільності рекомендований перетин:

 

Отже, приймаємо найближче перетин - провід марки3хАС 300/66.

Вибір перетинів дротів іншихВЛ виробляється аналогічно і представленотаблицах4, 5. Для зручності у цих таблицях представлені результати вибору напруг ЛЕП.

Вибір напруг і перетинів дротів ЛЕП схем 1

Таблиця 4

Лінія Довжина, км

, МВт

, кВ

, кВ

>Сечение

, А

, На ПАР

>ГЭС-ПС1 450,7 772 479,6 500 >3*АС300/66 2040 938,4
>ПС1-ПС4 79,1 382 278,8 500 >3*АС300/66 2040 464,3
>ПС4-ПС3 111,8 152 210,4 220 >АС400/51 825 419,9
>ПС3-ПС2 79,1 20 87,3 110 >АС120/19 390 110,5
>ПС3-ПС5 103,1 30 106,5 110 >АС150/24 450 165,8
>ГЭС-С 510 448 390,4 500 >3*АС 300/66 2040 544,5

Вибір напруг і перетинів дротів ЛЕП схем 2

Таблиця 5

Лінія Довжина, км

, МВт

, кВ

, кВ

>Сечение

, А

, На ПАР

>ГЭС-ПС1 450,7 772 479,6 500 >3*АС 300/66 2040 938,4
>ПС1-ПС4 79,1 382 278,8 500 >3*АС 300/66 2040 464,3
>ПС4-ПС2 127,5 152 221,6 220 АС 400/51 825 419,9
>ПС4-ПС5 75 152 207,9 220 АС 400/51 825 419,9
>ПС5-ПС3 103,1 128 202,5 220 АС 400/51 825 353,6
>ПС2-ПС3 79,1 144 205,5 220 АС 400/51 825 397,8
>ГЭС-С 510 448 390,4 500 >3*АС 300/66 2040 544,5

 

2.4 Вибір трансформаторів іавтотрансформаторов

Вибір трансформаторів зв'язок між двома мережами залежить від багатьох чинників:

- номінальних напругобъединяемих мереж;

-навантажень на сторони високого, середнього та низького

Страница 1 из 4 | Следующая страница

Схожі реферати:

Навігація