Формування структури електричної мережі

ТЕХНІЧЕНЕ Завдання на курсовий проект.

електрична мережа трансформатор напруга.

1. Формування структури електричної мережі.

Згідно з варіантом сформувати структуру районної електричної мережі для електропостачання трьох нових вузлів навантаження ПС1, ПС2 і ПС3, які мають приймачів з відповідною категорією надійності (див таблицю 1). При формуванні структури мережі забезпечити зв’язок між існуючими енергосистемами (або енергосистемою і місцевою електростанцією).

2. Вибір номінальної напруги ліній електропередавання Вибрати номінальну напругу лінії електропередавання у сформованій електричній мережі.

3. Вибір типів трансформаторів у вузлах навантаження та розрахунок параметрів їх схем заміщення Вибрати тип та потужність трансформаторів у вузлах, розрахувати параметри їх схем заміщення та привести навантаженні до високої напруги.

4. Розрахунок усталеного режиму роботи електричної мережі.

Розрахувати потокорозподіл та режим напруги у електричній мережі, яка проектується для режиму найбільших навантажень при рівній напрузі на шинах енергосистем (енергосистеми і місцевої електростанції) U_А= U_В (цю напругу задає викладач після того, як вибрана структура мережі та номінальна напруга ліній електропередавання).

5. Регулювання напруги.

6. Моделювання усталеного режиму роботи електричної мережі у пакеті MATLAB.

Таблиця 1 — Завдання до курсового проекту згідно варіанту з параметрами ділянок ЛЕП та навантаженням підстанцій.

ЗМІСТ.

Перелік скорочень ВСТУП.

1. ФОРМУВАННЯ СТРУКТУРИ ЕЛЕКТРИЧНОЇ МЕРЕЖІ.

2. ВИБІР КЛАСУ НАПРУГИ ЕЛЕКТРИЧНОЇ МЕРЕЖІ.

3. ВИЗНАЧЕННЯ ПОТУЖНОСТІ ТРАНСФОРМАТОРІВ ТА ПАРАМЕТРІВ ЇХ СХЕМ ЗАМІЩЕННЯ.

3.1 Визначення потужності трансформаторів на ПС1, ПС2 та ПС3.

3.2 Визначення втрат потужності в трансформаторах та параметрів їх схем заміщення на ПС1.

3.3 Визначення втрат потужності в трансформаторах та параметрів їх схем заміщення на ПС3.

3.4 Визначення втрат потужності в трансформаторах та параметрів їх схем заміщення на ПС2.

4. РОЗРАХУНОК ПОПЕРЕДНЬОГО РОЗПОДІЛУ НАВАНТАЖЕННЯ ТА ВИБІР ПЕРЕРІЗІВ ПРОВОДІВ ПОВІТРЯНИХ ЛІНІЙ НАПРУГОЮ 110 кВ.

4.1 Розрахунок потокорозподілу в мережі.

4.2 Уточнений потокорзподіл потужностей з урахуванням параметрів схеми заміщення ліній.

Перелік скорочень.

ЕМ — електрична мережа;

ЛЕП — лінія електропередач;

ПЛ — повітряна лінія;

ПС — підстанція.

Вступ.

Рівень розвитку енергетики має вирішальний вплив на стан економіки в державі, рішення проблем соціальної сфери й рівень життя людини.

Основою електроенергетики країни є об'єднана енергетична система (ОЕС) України, що здійснює централізоване електропостачання внутрішніх споживачів, взаємодіє з енергосистемами суміжних країн, забезпечує експорт, імпорт і транзит електроенергії. Вона поєднує електропостачаючі компанії, розподільні мережі регіонів України, зв’язані між собою системоутворюючими лініями електропередачі напругою 220 — 750 кВ. Оперативно-технологічне керування ОЕС, керування режимами енергосистеми, створення умов надійності при паралельній роботі з енергосистемами інших країн здійснюється централізовано державним підприємством НЕК «Укренерго».

Розподіл електричної енергії в ОЕС виконується електропостачаючими компаніями, які є ліцензіатами з постачання електроенергії по регульованому й нерегульованому тарифі. Постачальники по регульованому тарифу мають у своїй власності розподільні електричні мережі й, крім ліцензії на постачання, одержують ліцензію на передачу електричної енергії власними мережами.

На оптовому ринку електроенергії законодавчо забезпечений рівноправний доступ до ринку електроенергії й послуг електричних мереж всіх суб'єктів підприємницької діяльності, а також купівлю й продаж електроенергії за правилами оптового ринку й визначення ціни на електроенергію компаній, що генерують.

Електроенергетика є базовою галуззю, що забезпечує потреби країни в електричній енергії й може робити значний об'єм електроенергії для експорту. Згідно з встановлена потужність електрогенеруючих станцій станом на 1 січня 2007р. становить 52,0 млн. кВт, з яких активна потужність теплових електростанцій (ТЕС) — 33,397 млн. кВт, АЕС — 13,835 млн. кВт, ГЕС и ГАЕС — 4,886 млн. кВт (9%). Загальна кількість вробленої електроенергії за 2006 рік склала 185,2 млрд. кВт/год: АЕС — 90,22 млрд. (48,7%), ТЕС и ТЕЦ — 80,26 млрд. (43,3%), ГЕС и ГАЕС — 7,92 млрд. (4,3%).

Географічне розташування України дозволило побудувати значна кількість потужних ліній електропередачі міждержавного значення, які з'єднують ОЭС України з енергосистемами суміжних країн — Російської Федерації, Республіки Молдова, Республіки Білорусь, Польщі, Словаччини, Угорщини, Румунії. До 90-х років у європейські країни експортувалося близько 30 млрд. кВтгод електричної енергії на рік, в 2005р. об'єм експорту становив 8,4 млрд.кВт.

Для підвищення надійності і якості електропостачання, забезпечення стійкості й безпеки об'єднаної енергосистеми за умови паралельної роботи з іншими енергосистемами необхідно до 2015 року забезпечити створення системних комплексів протиаварийної автоматики й релейного захисту.

Для інтеграції енергосистеми України до енергетичних систем держав ЄС у строк до 2015р. необхідно підвищити технічний рівень електростанцій і систем електропередачі, здійснити впровадження сучасних систем первинної регуляції частоти й потужності з одночасним доведенням показників їхньої роботи до європейських стандартів.

Необхідно збільшити пропускну здатність міждержавних електромереж як на території України, так і на територіях країн ЄС, що має потребу в скоординованих діях відповідних вітчизняних і закордонних структур.

1. ФОРМУВАННЯ СТРУКТУРИ ЕЛЕКТРИЧНОЇ МЕРЕЖІ.

Під час складання варіантів схем мережі живлення слід забезпечити передачу потужності по найкоротшим трасам. Розробку варіантів будемо починати від простих схем (радіальних) до більш складних кільцевих та складно-замкнутих. Згідно з завданням та враховуючи надійність електропостачання споживачів І та ІІ категорій можна запропонувати наступні схеми електричної мережі (див. рисунок 1.1).

Рисунок 1.1 — Альтернативні варіанти схеми мережі.

Найоптимальнішим будемо вважати структуру електричної мережі з найменшою сумарною довжиною ліній. Розрахуємо сумарні довжини ліній для всіх варіантів.

(1.1).

де — довжина відповідної лінії.

Для цього визначимо довжину всіх ліній.

(1.2).

де — різниця координат між початком та кінцем лінії по горизонталі, — різниця координат між початком та кінцем лінії по вертикалі.

Для варіанта 1:

км;

км;

км;

км;

(1.3).

км.

Аналогічно проводимо розрахунки для всіх інших ліній. Результати розрахунків зводимо до таблиці 1.1.

Аналізуючи отримані значення бачимо, що найбільш прийнятним буде варіант 1. Його будемо розглядати у всіх подальших розрахунках.

2. ВИБІР КЛАСУ НАПРУГИ ЕЛЕКТРИЧНОЇ МЕРЕЖІ.

Вибір класу напруги електричної мережі проводиться одночасно з вибором її схеми. Номінальну напругу будемо вибирати за формулою Ілларіонова:

кВ (2.1).

де L - довжина ЛЕП для якої визначається номінальна напруга, Р — активна потужність, що передається по ЛЕП.

Визначимо номінальну напругу для кожної з ліній при живленні лише від однієї ПС енергосистеми.

При живленні від ПС1 енергосистеми (рисунок 2.1):

— для L₁.

кВ;

— для L₂.

кВ;

— для L₃.

кВ;

Рисунок 2.1 — Живлення ЛЕП лише від ПС1 енергосистеми При живленні від ПС2 енергосистеми (рисунок 2.2):

— для L₁.

кВ;

— для L₄.

кВ;

Рисунок 2.2 — Живлення ЛЕП лише від ПС2 енергосистеми З отриманих результатів видно, що для ЛЕП вибраного варіанту доцільно використовувати номінальну напругу 110 кВ.

3. ВИЗНАЧЕННЯ ПОТУЖНОСТІ ТРАНСФОРМАТОРІВ ТА ПАРАМЕТРІВ ЇХ СХЕМ ЗАМІЩЕННЯ.

3.1 Визначення потужності трансформаторів на ПС1, ПС2 та ПС3.

Знайдемо розрахункове навантаження на ПС за формулою:

(3.1).

де — розрахункове навантаження на трансформатор;

— навантаження середньої обмотки трансформатора n-ї ПС;

— навантаження низької обмотки трансформатора n-ї ПС.

Для двохтрансформаторних ПС встановлена потужність трансформаторів обирається за умовою:

(3.2).

де — модуль розрахованої потужності кожного трансформатора на ПС окремо. Розрахуємо навантаження на трансформатори кожної ПС (рисунок 3.1):

Рисунок 3.1 — Принципова схема розрахункової мережі.

Модуль навантаження для ПС1:

Потужність, що проходить через трансформатор на ПС1:

Модуль навантаження для ПС2:

Потужність, що проходить через трансформатор на ПС2:

Модуль навантаження для ПС3:

3.2 Визначення втрат потужності в трансформаторах та параметрів їх схем заміщення на ПС1.

Знаючи потужність, можемо вибрати марку трансформаторів для ПС1. З вибираємо трансформатори марки ТДТН 25 000/110. Параметри вибраного трансформатора наведені в таблиці 3.1.

Таблиця 3.1 — Параметри трансформатора ТДТН 25 000/110 для ПС1.

Визначимо опори трансформатора (активний та індуктивний) приведені до вищої напруги 110 кВ.

Схема заміщення трьохобмоткового трансформатора зображена на рисунку 3.2.

Рисунок 3.2 — Схема заміщення трансформатора ПС1.

При співвідношенні потужностей обмоток трансформатора 100/100/100, його активні опори визначаються за формулами :

(3.3).

(3.4).

де — потужність короткого замикання трансформатора;

— напруга вищої сторони трансформатора;

— номінальна потужність трансформатора.

.

тоді:

Індуктивні опори обмоток трьохобмоткового трансформатора розраховуються за формулою :

(3.5).

де — напруга короткого замикання трансформатора у %.

Проте, з урахуванням того, що значення параметру uk в цій формулі є різним для кожної з трьох обмоток розрахуємо його за наступними формулами:

(3.6).

(3.7).

(3.8).

де — значення напруги короткого замикання для обмоток В-Н;

— значення напруги короткого замикання для обмоток В-С;

— значення напруги короткого замикання для обмоток С-Н.

Отже:

;

;

.

Тепер визначимо індуктивні опори всіх трьох обмоток трансформатора за формулою (1.5):

;

;

.

Розрахуємо втрати реактивної потужності холостого ходу трансформатора:

(3.9).

де — стум холостого ходу трансформатора у %.

У зв’язку з тим, що на ПС1 встановлено два трансформатори, а розрахунок ми проводили для одного, необхідно опори зменшити в два рази, а втрати потужності холостого ходу збільшити в два рази:

;

;

;

;

;

Схема з розрахованими параметрами наведена на рисунку 3.3. Оскільки в завданні не сказано як розподіляється потужність між обмотками середньої та низької напруги, то будемо вважати, що вона розподіляється порівну. Тобто:

; (3.10).

МВА.

Рисунок 3.3 — Схема заміщення трансформаторів ПС1 з розрахованими параметрами Знайдемо втрати потужності в трансформаторах ПС1. Спочатку знаходимо втрати в обмотках низької сторони за формулами:

(3.11).

. (3.12).

.

.

Аналогічно знаходимо втрати в обмотках середньої сторони:

.

.

Визначимо потужності, які будуть протікати на початку обмоток 10 і 35кВ:

;

Тепер визначимо потужність, яка витікатиме з кінця вищої обмотки трансформаторів ПС1:

МВА Знаходимо втрати потужності в обмотках високої сторони трансформаторів ПС1:

.

.

Потужність на початку обмотки 110кВ ПС1:

Потужність, що витікає з шин 110 кВ ПС1 становитиме:

Рисунок 3.4 — Схема заміщення трансформаторів ПС1 з розрахованими втратами потужності (в МВт, МВАр).

3.3 Визначення втрат потужності в трансформаторах та параметрів їх схем заміщення на ПС3.

Згідно з вибираємо трансформатор марки ТДН 16 000/110. Параметри вибраного трансформатора наведені в таблиці 3.2.

Таблиця 3.2 — Параметри трансформатора ТМ 16 000/110 ПС3.

Визначимо опори трансформатора (активний та індуктивний), приведені до сторони вищої напруги 115 кВ.

Схема заміщення двохобмоткового трансформатора зображена на рисунку 3.5.

Рисунок 3.5 — Схема заміщення трансформатора ПС3 з розрахованими параметрами Визначимо активний опір за формулою (3.4):

.

Індуктивний опір розрахуємо за формулою (3.5):

Втрати реактивної потужності холостого ходу трансформатора знаходимо по формулі (3.9):

Втрати потужності в обмотках низької сторони розраховуємо за формулами (3.11) та (3.12):

Рисунок 3.6 — Схема заміщення трансформаторів ПС3 з розрахованими втратами потужності (в МВт, МВАр).

Потужність, що втікає в трансформатор на ПС3:

.

3.4 Визначення втрат потужності в трансформаторах та параметрів їх схем заміщення на ПС2.

Згідно з розрахунками, наведеними в п. 3.1 вибираємо трансформатор марки ТДТН 250 000/110. Трансформатори, встановленийі на ПС2, аналогічні вибраним для ПС1. Тому можна не повторювати розрахунки параметрів схеми заміщення, а скористатися розрахованими в п. 3.2.

Рисунок 3.7 — Еквівалентна схема заміщення трансформаторів ПС2 з розрахованими параметрами Втрати в обмотках низької сторони знаходимо за формулами (3.11) та (3.12):

;

.

Втрати в обмотках середньої сторони:

;

.

Потужність, що витікатиме з кінця вищої обмотки трансформаторів ПС2:

;

Визначимо потужність, що протікає в кінці обмотки 110кВ:

Втрати потужностей в обмотках високої сторони трансформаторів ПС2:

Потужність на початку обмотки 110кВ буде становити:

з врахуванням втрат холостого ходу в трансформаторах:

Рисунок 3.8 — Еквівалентна схема схема заміщення трансформаторів ПС2 з розрахованими втратами потужності (в МВт, МВАр) Схема включення підстанцій в енергосистему з вибраними трансформаторами наведена на рисунку 3.9:

Рисунок 3.9 — Схема включення підстанцій в енергосистему з вибраними трансформаторами.

4 РОЗРАХУНОК ПОПЕРЕДНЬОГО РОЗПОДІЛУ НАВАНТАЖЕННЯ ТА ВИБІР ПЕРЕРІЗІВ ПРОВОДІВ ПОВІТРЯНИХ ЛІНІЙ НАПРУГОЮ 110 КВ.

4.1 Розрахунок потокорозподілу в мережі.

Для спрощення розрахунків розіб'ємо мережу на дві частини. В першому варіанті від ПС1 енергосистеми буде живитись лише ПС3. Другий варіант буде представляти собою лінію з двухстороннім живленням споживачів від ПС1 та ПС2 енергосистеми. Обидва варіанти представлені на рисунку 4.1.

Рисунок 4.1 — Варіанти мережі для розрахунку уточненого потокорозподілу Розглянемо перший варіант. Схема заміщення лінії L₃ зображена на рисунку 4.2.

Рисунок 4.2 — Еквівалентна схема заміщення повітряної.

ЛЕП напругою 110 кВ з розрахованими параметрами.

Струм, що протікатиме по лінії в нормальному режимі:

(4.1).

де — номінальна напруга лінії.

.

Виберемо переріз проводу по методу економічної густини струму. Згідно з значення економічної густини струму складає j_ек=1,1А/мм². визначимо переріз проводу за формулою:

(4.2).

Найближче значення із ряду стандартних перерізів складає 120 мм², тому вибираємо провід марки АС-120. Перевіримо вибраний переріз за умовами нагріву та механічної міцності. Згідно з допустимий максимально-діючий струм складає 375А, що менше ніж номінальний струм лінії (224 А). З, мінімально допустимі перерізи проводів за умовами механічної міцності для III-IV зони за ожеледдю для сталеалюмінієвих проводів складає 50 мм². Отож вибраний переріз проводів ЛЕП 110 кВ задовольняє необхідним умовам.

За вибираємо параметри для проводу марки АС-120:

— погонний активний опір — r₀=0,249 Ом/км;

- діаметр проводу — d = 15,2 мм;

- середньогеометрична відстань між фазними проводами ПЛD_CP=D=5 м.

Визначимо погонний індуктивний опір для вибраного проводу за формулою:

(4.3).

Тепер можемо розрахувати параметри схеми заміщення лінії :

(4.4).

(4.5).

Знайдемо втрати потужності в активному та реактивному опорах лінії:

Знайдемо потужність, яка буде протікати на початку лінії L3:

Рисунок 4.3 — Схема заміщення лінії L3 з розрахованими витратами потужності (в МВт, МВАр) Складемо розрахункову схему мережі для розрахунку другого варіанту. Для цього зобразимо спрощену мережу з двостороннім живленням (рисунок 4.4). Будемо вважати, що ПС1 енергосистеми це вузол А', а ПС2 енергосистеми — вузол А.

Рисунок 4.4 — Розрахункова схема мережі з двохстороннім живленням напругою 110кВ При розрахунку попереднього потокорозподілу припустимо, що мережа однорідна і переріз проводів по всій довжині однаковий. Отже можемо знайти активну та реактивну потужності, які витікають з пункту А, за наступними формулами (4.6) та (4.7):

(4.6).

(4.7).

За першим законом Кірхгофа для вузла 2:

Для того, аби перевірити правильність виконаних розрахунків запишемо вираз першого закону Кірхгофа для 2-го вузла зі сторони А:

Рисунок 4.5 — Розподіл потужностей в мережі напругою 110 кВ при припущенні про рівність перерізів всіх ліній цієї мереж Перевіримо правильність визначення потокорозподілу на ділянках мережі:

Попередній потокорозподіл визначений вірно.

Виберемо переріз ліній L1, L2 та L4. Так як і для ЛЕП 110 кВ використаємо метод економічної густини струму. За формулами (4.1) та (4.2) визначимо струми в лініях та попередній переріз ліній:

Перерізи ліній:

На основі отриманих значень, перевіримо лінії за нагрівом та за умовою механічної міцності. Згідно з [2], за умовою механічної міцності, мінімально допустимий переріз становить 35 мм², також для ліній з навантаженням більше 20 МВА, необхідно використовувати переріз F=240мм². По допустимо діючий струм для проводів перерізом 240 мм² становить 610 А.

Використовуючи вищесказане, вибираємо перерізи ліній:

L₁: F₁=120мм²; провід марки АС-120;

L₃: F₂=240мм²; провід марки АС-240;

L₂: F₄=240мм²; провід марки АС-240.

З вибираємо параметри для проводу марки АС-120:

— погонний активний опір — r₀₁=0,249 Ом/км;

— погонний реактивний опір — х₀₁=0,42 Ом/км;

- діаметр проводу — d₁= 15,2 мм;

- середньогеометрична відстань між фазними проводами ПЛ: D_CP=D=5м.

Для проводу марки АС-240:

— погонний активний опір — r₀₂=0,121 Ом/км;

- діаметр проводу — d₂= 20 мм;

- середньогеометрична відстань між фазними проводами ПЛ.

D_CP=D=5 м.

Визначимо погонний індуктивний опір для проводів АС-240 за формулою (4.3):

Погонна ємнісна провідність визначається за формулою:

(4.8).

Визначимо погонну ємнісну провідність для проводів обох перерізів:

;

Визначимо параметри ліній L1, L2 та L4:

активний опір:

реактивний опір:

ємнісна провідність:

Для кожної ділянки мережі 110кВ розрахуємо зарядну потужність за формулою (4.11):

(4.9).

де ємнісна провідність лінії;

напруга лінії.

Схема з рорахованими зарядними потужностями ліній приведена на рисунку 4.6.

Рисунок 4.6 — Схема з розрахованими зарядними потужностями ліній Знайдемо еквівалентні навантаження у вузлах мережі з врахуванням зарядних потужностей ліній:

Отже схема з еквівалентними навантаженнями у вузлах матиме вигляд, приведений на рисунку 4.7:

Рисунок 4.7 — Схема з потужностями зеквівалентованими із зарядними потужностями ліній.

4.2 Уточнений потокорзподіл потужностей з урахуванням параметрів схеми заміщення ліній.

Для розрахунку розподілу потужності в лінії з двохстороннім живленням користуються наступними формулами:

(4.10).

(4.11).

де — активна провідність;

— реактивна провідність.

Активну та реактивну провідності розрахуємо за такими формулами:

(4.12).

(4.10).

де — сума всіх активних складових опорів ліній даної ділянки мережі,.

— сума всіх реактивних складових опорів ліній даної ділянки мережі.

Отже визначимо активну та реактивну провідності:

Отже, знаючи провідності можемо визначити уточнений потокорзподіл потужностей:

За першим законом Кірхгофа знайдеsмо потужність, що протікає на ділянці 1−2:

На ділянці 2-А:

Рисунок 4.8 — Схема з розрахованим уточненим потокорозподілом.