ПОЗНАВАТЕЛЬНОЕ

Оси и плоскости тела человека - Тело человека состоит из определенных топографических частей и участков, в которых расположены органы, мышцы, сосуды, нервы и т.д.

Отёска стен и прирубка косяков - Когда на доме не достаёт окон и дверей, красивое высокое крыльцо ещё только в воображении, приходится подниматься с улицы в дом по трапу.

Дифференциальные уравнения второго порядка (модель рынка с прогнозируемыми ценами) - В простых моделях рынка спрос и предложение обычно полагают зависящими только от текущей цены на товар.

Обоснование схемы и напряжения электрической сети

Задание на курсовой проектирование.

Проектируемая электроэнергетическая система представлена существующей районной подстанцией (узел 1) и тремя развивающимися узлами нагрузки (узлы 2, 3 и 4) с расчетными мощностями Р₂, Р₃, Р₄.

Из балансов активной и реактивной мощности электроэнергетической системы более высокого уровня известно, что в период максимальной нагрузки мощность, передаваемая через районную подстанцию к узлам нагрузки 2, 3 и 4 ограничена величиной Р₁+jQ₁.

Система является дефицитной по активной мощности (Р₁<Р₂+Р₃+Р₄), поэтому в узле 2, где имеются мощные потребители тепловой энергии, планируется строительство ТЭЦ, от шин генераторного напряжения которой будет получать питание нагрузка узла 2, а избыточная мощность ТЭЦ через шины высшего напряжения может передаваться в систему.

Исходные данные для проектирования:

- рисунок «в»;

- Р₁ = 40 МВт;

- Q₁ = 20 Мвар;

- Р₂ = 40 МВт;

- Р₃ = 70 МВт;

- Р₄ = 40 МВт;

- масштаб 1см: 15 км.

Общие для всех вариантов данные:

1. Во всех узлах нагрузки имеются электроприемники 1, 2 и 3-й категорий по надежности электроснабжения.

2. Номинальные напряжения на шинах районной подстанции (узел 1) U_{1 ном} = 110 и 220 кВ; уровень напряжения в период наибольшей нагрузки U₁ = 1,05 U_{1 ном}.

3. Мощность собственных нужд ТЭЦ Р_сн составляет 10% от мощности станции; коэффициент реактивной мощности нагрузки tgφ_сн = 1,0.

4. Продолжительность использования наибольшей нагрузки в узлах 2, 3 и 4 Т_max > 5000 ч.

5. Коэффициенты реактивной мощности нагрузок в узлах 2, 3 и 4 соответственно составляют tgφ₂ = 0,7; tgφ₃ = 0,8; tgφ₄ = 0,9.

Баланс активной мощности и выбор генераторов ТЭЦ.

Баланс активной мощности, составляемый в энергосистеме для режима максимальной нагрузки, представляет собой равенство генерируемой и потребляемой мощностей в электрической системе

Где Р_i – активные мощности нагрузок в узлах, i = 2, 3, 4;

к_р = 0,9 – коэффициент разновременности максимумов активной нагрузки;

Р₁ – активная мощность, передаваемая через районную подстанцию;

Р_ТЭЦ – мощность генераторов ТЭЦ;

ΔР_Σ – суммарные потери мощности в линиях и трансформаторах;

Р_СН = 0,1Р_ТЭЦ – мощность собственных нужд ТЭЦ.

Величина потерь ΔР_Σ ориентировочно составляет 5-10% от суммарной потребляемой активной мощности в системе.

Из уравнения баланса определяется мощность Р_ТЭЦ.

Выбираем 2 генератора Т – 63 с параметрами:

Таблица 1

Тип генератора	Частота вращения, об/мин	S_ном, МВА	Р_ном, МВт	U_ном, кВ	tgφ_ном
Т - 63		78,75		10,5	0,75

После выбора количества и мощности генераторов определяется суммарная установленная мощность ТЭЦ:

;

Мощность, выдаваемая станцией в систему:

где

Где .

Обоснование схемы и напряжения электрической сети

Рис.1

Электрическая сеть должна обеспечить надежное электроснабжение потребителей и требовать для своего развития наименьших затрат материальных ресурсов.

Для, приведенного на рисунке 1 взаимного расположения узлов сети примем возможные к сооружению линии электропередачи. Получаем три возможных варианта электрической сети (а,б,в). В каждом варианте обеспечивается прямая связь ТЭЦ с энергосистемой; потребители в узлах 3 и 4 получают питание по двум линиям (или двухцепной линии) электропередачи.

Во всех схемах при аварийном отключении любой линии электропередачи обеспечивается электроснабжение потребителей 3 и 4 и сохраняется связь ТЭЦ с энергосистемой.

Из сопоставления схем а,б,в видно, что схемы б и в будут дешевле, поскольку суммарная длина линий в этих исполнениях исполнении значительно меньше, чем в остальных схемах.

Схемы в и г по суммарной длине линий в одноцепном исполнении практически одинаковы. Сопоставим эти схемы по количеству силовых выключателей, условно обозначенных жирными точками. В схеме в на 4 выключателя больше. Таким образом, для дальнейшего рассмотрения следует оставить схему б.

При определении напряжения электрической сети сначала оценим напряжения отдельных линий, а потом примем напряжение всей сети. Для того, чтобы найти напряжение отдельных линий, необходимо знать потоки мощности в линиях. Расчет предварительного (без учета потерь) распределения мощностей в разомкнутых сетях определяется по первому закону Кирхгофа.

Для определения предварительного распределения мощностей в разомкнутой сети эта сеть разрезается по источнику питания (узлу 1) и представляется сетью с двухсторонним питанием. На рисунке 3 показана сеть с двухсторонним питанием трех нагрузок –Р_{ТЭЦ с}, Р₃ и Р₄. Мощность ТЭЦ представлена отрицательной нагрузкой. Направления мощностей Р_ij в линиях задаются произвольно. Если при расчете некоторая мощность Р_ij будет иметь отрицательный знак, то эта мощность течет в направлении, противоположном выбранному.

Поскольку сечения линий еще не выбраны, распределение мощностей определяется по длинам линий. Мощности, протекающие по головным участкам сети, определяются по следующим выражениям:

Рис.2

Где L₁₂ = 16,5 км;

L₂₄ =16,5 км;

L₃₄ = 13,5 км;

L₃₁^I =31,5 км.

Проверим правильность вычисления

Мощности, протекающие по линиям 3-4 и 4-2, рассчитываются по первому закону Кирхгофа.

Номинальное напряжение линии электропередачи определяется активной мощностью Р, передаваемой по линии, и расстоянием L, на которое эта мощность передается. Т.к. длина линий менее 250 км и передаваемая по ним мощность менее 60 МВт, то для вычисления напряжения линий электропередачи можно воспользоваться формулой Стилла:

Полученные напряжения округляются до ближайших больших стандартных величин. По результатам анализа полученных напряжений принимается номинальное напряжение электрической сети U_{ном с} = 220 кВ.

Баланс реактивной мощности, выбор мощности и размещение компенсирующих устройств.

Баланс реактивной мощности, составляемый для режима наибольшей нагрузки, представляет собой равенство генерируемой и потребляемой реактивных мощностей в электрической системе:

Где Q_i = P_itgφ_i – реактивные мощности нагрузок в узлах:

Q₁ – реактивная мощность, передаваемая через районную подстанцию;

ΔQ_л и ΔQ_Т – потери мощности в линиях и трансформаторах;

Q_{ТЭЦ у}, Q_СН – реактивная мощность ТЭЦ и ее собственных нужд;

Q_с – зарядная мощность линии электропередачи;

Q_КУ – требуемая суммарная мощность компенсирующих устройств.

В предварительных расчетах можно принять:

Из уравнения баланса реактивной мощности определяется требуемая суммарная мощность компенсирующих устройств.

Распределение мощности Q_КУ между потребителями решим упрощенно. В узле 2 компенсирующие устройства не размещаются, поскольку в этом узле находится ТЭЦ, генераторы которой являются мощным источником реактивной мощности.

Распределение мощности Q_КУ между узлами 3 и 4 выполняется по равенству коэффициентов реактивной мощности в этих узлах:

Искомые мощности компенсирующих устройств в узлах составят

После определения мощностей компенсирующих устройств расчетные нагрузки в узлах составят:

, i = 3, 4.

Выбор и проверка сечений проводов линий электропередачи.

Для выбора сечения проводов воздушных линий электропередачи необходимо знать полные мощности, протекающие по линиям. Предварительное распределение реактивных мощностей в линиях электрической сети определяется так же, как и активных мощностей.

Проверка

Полная мощность

Для принятого номинального напряжения сети ток в линии составит

Сечения проводов воздушных линий электропередачи выбираются по экономической плотности тока j_э. Значения j_э зависят от продолжительности наибольшей нагрузки Т_max. J_э = 1,0 А*мм²

Сечение провода, соответствующее экономической плотности тока:

Полученное сечение округляется до ближайшего стандартного сечения.

Для линии 1-2 – 95 мм²,

Для линии 1-3 – 120 мм²,

Для линии 2-4 – 240мм²,

Для линии 3-4 – 95 мм².

В соответствии с ПУЭ минимальные сечения проводов по условию ограничения потерь на корону составляет 240 мм² для линий напряжением 220 кВ, , поэтому принимаем сечение проводов 240 мм² для всех ЛЭП нашей схемы.

Выбранные сечения проводов проверяются по допустимому длительному току I_доп (по нагреву) в послеаварийном режиме работы электрической сети, под которым подразумевается отключение любой линии. По мощностям определяются токи в линиях в послеаварийном режиме I_ij _па и проверяется условие

Отключение линии 1-3:

;

Отключение линии 1-2:

Отключение линии 3-4:

Отключение линии 2-4:

5 Выбор схемы выдачи мощности и трансформаторов ТЭЦ.

Выбираем схему ТЭЦ с ГРУ (генераторное распределительное устройство). Связь с системой осуществляется через два трансформатора связи. Распределительное устройство высшего напряжения выполняется без сборных шин с перемычкой.

Для выбора трансформаторов связи должны выполняться следующие условия:

Выбираем два трансформатора ТРДН-63000/220 со следующими характеристиками:

- S_ном = 63000 кВА;

- U_{В ном} = 230 кВ;

- U_{Н ном} = 11 кВ;

- ΔP_xx = 70 кВт;

- ΔP_кз =265 кВт;

- u_кз = 11,5%;

- I_хх = 0,5%.

Рисунок 1

Рис.3

Выбор трансформаторов и схем подстанций в узлах нагрузки.

На подстанциях, от которых получают питание потребители 1 и 2 категории, устанавливаются два трансформатора.

Мощность трансформаторов на подстанции выбирается с учетом допустимой перегрузки в аварийном режиме. Под аварийным режимом понимается аварийное отключение одного трансформатора. Всю нагрузку принимает на себя оставшийся в работе трансформатор.

S_р_i – расчетная нагрузка в узле I;

К_п = 1,5 – коэффициент допустимой перегрузки.

Для узла 3 выбираются 2 трансформатора ТРДН – 63000/220.

Для узла 4 выбираются 2 трансформатора ТРДН – 32000/220.

Рисунок 4

220 кВ

Схемы подстанции в узлах нагрузки 3 и 4 выбираем как транзитные в замкнутой схеме. РУ ВН (220 кВ) выполняется открытым. При количестве присоединений до четырех (2 присоединения – линии, 2 – трансформаторы) РУ ВН выполняется без сборных шин. Для обеспечения транзита мощности в РУ ВН предусматривается рабочая перемычка с выключателем. При выполнении ремонтных работ транзит мощности осуществляется через ремонтную перемычку без выключателя.

РУ НН 10 кВ собирается из комплектных ячеек и состоит из четырех секций шин, соединенных секционным выключателем.

Поскольку в состав потребителей входят электроприемники 1 категории, на секционных выключателях предусматривается автоматика ввода резервного питания АВР.

Приведение нагрузок узлов и мощности ТЭЦ к стороне ВН.

В соответствии с заданием нагрузки узлов заданы на стороне низшего напряжения 10 кВ. Приведение нагрузок к стороне высшего напряжения выполняются для последующего упрощения расчетной схемы установившегося режима электрической сети.

На рисунке 6 показан участок схемы электрической сети: 2 линии подходят к узлу i. Нагрузка на стороне НН составляет , ,

где ΔР_Т и ΔQ_Т – потери активной и реактивной мощности в трансформаторах;

Q_с1/2 и Q_c₂/2 – половины зарядных мощностей линий.

Рисунок 5

Рассчитаем потери мощности в трансформаторах для узлов 3 и 4.

Зарядная мощность линий вычисляется по выражению

Нагрузка на стороне НН для узлов 3 и 4

Рассмотрим эквивалентную схему ТЭЦ. Через трансформаторы протекает мощность

Приведение мощности ТЭЦ к стороне ВН выполняется также, как для подстанций, но с учетом направления мощности

Рисунок 6

После приведения мощностей узлов к стороне ВН схемы замещения этих узлов сводятся к более простому виду, показанному на рисунках 5 и 6.

Расчет установившегося режима электрической сети.

Для расчета установившегося режима составляется схема замещения электрической сети с мощностями узлов, приведенными к стороне ВН.

Рисунок 7

При расчете замкнутой сети сначала определяется предварительное (без учета потерь) распределение мощностей

По погонным сопротивлениям рассчитаем параметры линий электропередач по формулам:

Линия 1-2

Линия 2-4

Линия 4-3

Линия 1-3

Мощности S₃₄ и S₄₂ определяем по первому закону Кирхгофа.

В результате расчета предварительного распределения мощностей определяется узел потокораздела. Этим узлом является узел 2. По узлу потокораздела схема разрезается на два магистральных участка (1-2 и1^I-4-3-2).

Рассчитаем магистральный участок 1-2. Определяются потоки мощности в линиях с учетом потерь мощности; этот расчет ведется по номинальному напряжению сети U_ном от конца схемы к ее началу.

Потери мощности в линии между узлами i и j определяются по выражениям:

Мощность в начале линии отличается от мощности в конце линии на величину потерь мощности

Мощность, потребляемая участком схемы 1-2-4 из узла 1 составит:

Аналогично рассчитаем участок 1^I-3-4-2.

Потери мощности в линии между узлами i и j определяются по выражениям:

Мощность в начале линии отличается от мощности в конце линии на величину потерь мощности

Мощность, потребляемая участком схемы 1^I-3-4 из узла 1 составит:

По заданному напряжению в узле 1 и полученным потокам мощности определяются потери напряжения в линиях сети и напряжения в ее узлах.

Потери напряжения в линии между узлами i и j определяются по выражению

Напряжение в конце линии 1^I-3 составит

Потери напряжения в линии 4-3 составят

Напряжение в конце линии 1^I-3 составит

Регулирование напряжения.

Цель регулирования напряжения – обеспечение требуемого ПУЭ уровня напряжения на шинах 10 кВ подстанций в узлах нагрузки 3 и 4. В режиме наибольшей нагрузки это напряжение должно быть не ниже 1,05 U_ном (10,5 кв). Средством регулирования напряжения в выполняемом проекте являются трансформаторы с РПН.

Проведем расчет для узла 3.

При расчете установившегося режима в узле 3 получено напряжение U₃ = 218,6 Кв. Напряжение U^I₃ (напряжение на вторичной обмотке трансформатора, приведенное к первичной обмотке) отличается от напряжения U₃ на величину потерь напряжения в трансформаторе

, где n – количество трансформаторов на подстанции.

Проведем расчет для узла 3.

Активное и индуктивное сопротивления трансформатора вычисляются по его паспортным данным

Рис.8

Напряжение на вторичной обмотке трансформатора составляет

U_{отв 0} – напряжение нулевого ответвления РПН.

Так как напряжение на вторичной стороне трансформатора отличается от требуемого ПУЭ, необходимо переключить РПН с нулевого ответвления на желаемое ответвление, обеспечивающее на вторичной обмотке трансформатора напряжение не ниже 10,5 кВ:

Подбираем напряжение стандартного ответвления

Определим напряжение на вторичной обмотке трансформатора после регулирования:

Полученное значение удовлетворяет требованиям ПУЭ.

Аналогично проведем расчет для узла 4.

Напряжение на вторичной обмотке трансформатора составляет

Подбираем напряжение стандартного ответвления

Определим напряжение на вторичной обмотке трансформатора после регулирования:

Полученное значение удовлетворяет требованиям ПУЭ.

Расчёт конструктивной части ВЛ

Расчётные климатические условия:

IV – район по гололёду (максимальная толщина стенки гололёда )

IV – район по скоростному напору ветра (максимальный напор ветра ) .

На основании исходных данных из приложения 4 предварительно выбираем промежуточную одноцепную, бетонную опору на напряжение 220 кВ типа ПБ 220-1. Габаритный пролёт для этой опоры с проводом АС-240 составляет . Расчётный пролёт принимается равным Геометрические размеры опоры из прил.3 .

Удельные нагрузки на провод:

Из таблицы физико-механических характеристик проводов находим вес одного километра провода:

и диаметр провода марки АС-240 , тогда

, где р₁ – удельная нагрузка от собственного веса провода , F- его сечение

где р₂- удельная нагрузка от веса гололёда на провода, исходя из цилиндрической формы гололёдных отложения,

где - суммарная удельная нагрузка от веса проводов и гололёда

где - удельная нагрузка от давления ветра при отсутствии гололёда

где - удельная нагрузка от давления ветра при наличии на проводе гололёда

где - удельная нагрузка от веса провода без гололёда и ветра

где - удельная нагрузка от веса провода, покрытого гололёдом, и ветра

Наибольшая удельная нагрузка

Определяем исходный режим :

В качестве исходного режима предварительно выбираем режим наибольшей внешней нагрузки. Параметры этого режима , .

Значения температуры гололёдообразования принимаем в соответствии с рекомендацией ПУЭ, значение допустимого механического напряжения - из таблицы физико-механических характеристик проводов .

, где

– модуль упругости материала провода

- расчётная длина пролёта = 261 м.

Вычисляем левую часть уравнения состояния провода:

В правую часть уравнения состояния провода подставим параметры режима низшей температуры Коэффициенты А и В неполного кубического уравнения будут соответственно равны:

Неполное кубическое уравнение для режима низшей температуры примет вид:

Решение этого уравнения в соответствии с рекомендациями (начальное приближение ) даёт величину механического напряжения в проводе в режиме низшей температуры .

В правую часть уравнения состояния подставим параметры режима среднегодовой температуры . Коэффициенты А и В неполного кубического уравнения будут соответственно равны:

Неполное кубическое уравнение для режима среднегодовой температуры примет вид:

Решение этого уравнения в соответствии с рекомендациями (начальное приближение ) даёт величину механического напряжения в проводе в режиме среднегодовой температуры:

Проверим условия механической прочности провода:

В режиме наибольшей внешней нагрузки:

В режиме минимальной температуры:

В режиме средней температуры:

Условия выполняются, следовательно, исходный режим выбран правильно.

Расчёт монтажных стрел провеса.

Для двух значений температуры и величины механического напряжения в проводе вычислены выше и составляют соответственно и . Выполним расчёт механического напряжения в проводе для режима высшей температуры .

В правую часть уравнения состояния провода подставим параметры режима высшей температуры . Коэффициенты А и В неполного кубического уравнения будут соответственно равны:

Неполное кубическое уравнение для режима высшей температуры примет вид:

Решение этого уравнения в соответствии с рекомендациями даёт величину механического напряжения в проводе в режиме высшей температуры .

Для трёх значений температур вычисляем стрелы провеса по формуле:

По полученным значениям стрел провеса строим монтажный график

Проверка габарита воздушной линии

Для проверки габарита ВЛ необходимо знать максимальное значение стрелы провеса провода . Максимальная стрела провеса провода имеет место в одном из двух режимов: в режиме высшей температуры или в режиме максимального гололёда без ветра. Стрела провеса в режиме высшей температуры определена

Выполним расчёт механического напряжения в проводе и его стрелы провеса для режима максимального гололёда без ветра. В правую часть уравнения состояния провода подставим параметры этого режима : Коэффициенты А и В неполного кубического уравнения будут соответственно равны:

Неполное кубическое уравнение для режима гололёда без ветра будет иметь вид:

Решение этого уравнения даёт величину механического напряжения в проводе в режиме гололёда без ветра: . Стрела провеса провода в этом режиме составит:

Итак, максимальная стрела провеса провода имеет место в режиме гололёда без ветра.

Установленный ПУЭ габарит ВЛ напряжением 220 кВ для населённой местности Учитывая геометрические размеры предварительно выбранной опоры ПБ-220-1 и длину гирлянды изоляторов проверим условие:

, где

- расстояние от точки подвеса нижнего провода до земли;

- длина гирлянды изоляторов;

- максимальная стрела провеса провода

Условие выполняется, следовательно, опора выбрана правильно.