Проектирование единой электроэнергетической системы

Введение

Современные энергетические системы состоят из сотен связанных между собой элементов, влияющих друг на друга. Однако проектирование всей системы от электростанций до потребителей с учетом особенностей элементов с одновременным решением множества вопросов (выбора ступеней напряжения, схем станций, релейной защиты и автоматики, регулирования режимов работы системы, перенапряжений) нереально. Поэтому общую глобальную задачу необходимо разбить на задачи локальные, которые сводятся к проектированию отдельных элементов системы: станций и подстанций; частей электрических сетей в зависимости от их назначения (районных, промышленных, городских, сельских); релейной защиты и системной автоматики и т. д. Однако проектирование должно проводиться с учетом основных условий совместной работы элементов, влияющих на данную проектируемую часть системы.

Намеченные проектные варианты должны удовлетворять следующим требованиям: надежности, экономичности; удобства эксплуатации; качества энергии и возможности дальнейшего развития.

В ходе курсового проектирования приобретаются навыки пользования справочной литературой, ГОСТами, едиными нормами и укрупненными показателями, таблицами.

Цель курсового проектирования является систематизация и расширение теоретических знаний, углубленное изучение проблем электрических систем и сетей, овладение навыками самостоятельного решения инженерных задач по профилирующей специальности.

В задачу курсового проектирования входит изучение практических инженерных методов решения комплексных вопросов сооружения линий электропередач, подстанций и других элементов электрических сетей и систем, а также дальнейшее развитие расчетно-графических навыков, необходимых для проектной работы. В процессе проектирования применяются знания, полученные при изучении курса «Проектирование электрических сетей» и смежных дисциплин. Необходимо решать задачи, не имеющие однозначного решения, оценивать ряд факторов и самостоятельно отвечать на вопросы.

Особенность проектирования электрических систем и сетей заключается в тесной взаимосвязи технических и экономических расчетов.

Глава 1. Единая электроэнергетическая система Электроэнергетическая система — это находящееся в данный момент в работе электрооборудование энергосистемы и приёмников электрической энергии, объединённое общим режимом и рассматриваемое как единое целое в отношении протекающих в нём физических процессов.

Электроэнергетическая система — электрическая часть энергосистемы и питающиеся от неё приёмники электрической энергии, объединённые общностью процесса производства, передачи, распределения и потребления электрической энергии.

Энергосистема — технический объект, как совокупность электростанций, приёмников электрической энергии и электрических сетей, соединённых между собой и связанных общностью режима. (Приказ Минэнерго России от 30.06.2003 № 277)

Единая электроэнергетическая система (ЕЭС), объединение двух или многих энергетических систем для энергоснабжения обширных территорий в пределах одной, а иногда и нескольких стран. ЕЭС производит, распределяет и преобразует главным образом электрическую энергию. Перед отдельными и даже объединёнными энергосистемами ЕЭС имеет значительные технико-экономические преимущества: увеличивается надёжность работы и бесперебойность энергоснабжения; облегчается создание необходимого резерва мощности; ЕЭС способствуют комплексному производству различных видов энергии (электрической, тепловой и др.). ЕЭС является частью общей энергетической системы страны. Большие размеры, сложные межсистемные связи и целенаправленность регулирования ЕЭС придают ей особые качественные свойства, присущие большим системам и (по мере их автоматизации) системам кибернетического типа. Как часть энергетики ЕЭС характеризуется зависимостью своего развития от роста потребления электроэнергии и от материальных и трудовых ресурсов; развитие электроэнергетики активно влияет на технический прогресс и на размещение производительных сил и населения в стране.

Энергетические системы в ЕЭС объединены главным образом линиями электропередачи высокого напряжения 220, 500 и 750 кВ (на 1971) с переходом на 1000—1200 кВ переменного тока и 800—1500 кВ постоянного тока. ЕЭС могут иметь различную структуру в зависимости от вида электростанций, входящих в систему (тепловые, конденсационные, теплофикационные, гидроэлектрические, атомные), и конфигурации электрических сетей, связывающих электростанции с центрами потребления электрической энергии. Создание ЕЭС способствует снижению затрат на электрификацию промежуточных районов, наилучшему использованию мощности и энергии электростанций, позволяет увеличивать единую мощность их агрегатов (до 500—1000 МВт), повышать экономичность и надёжность станций и энергосистем в целом, облегчает работу систем при неодинаковых сезонных изменениях нагрузки и ремонтах. Кроме того, объединение энергосистем, расположенных в разных часовых поясах, снижает суммарный совмещенный максимум нагрузки и уменьшает затраты на сооружение пиковых электростанций; при объединении энергосистем, удалённых одна от другой по широте, сокращается потребность в базовой энергии, т. к. продолжительность максимумов нагрузки у разных систем различна.

Управление ЕЭС прежде всего предусматривает введение комплексной автоматизации (включая противоаварийную) отдельных электростанций, электрических сетей, энергосистем и их объединений. При этом основной проблемой становится разработка методов и средств, направленных на достижение безаварийной работы и оптимального управления ЕЭС. Изучение и совершенствование методов управления ведётся на основе физического и математического моделирования с широким применением ЦВМ, работающих как советчики, а затем, по мере совершенствования системы управления, — как управляющие машины. Создаются и развиваются системы автоматического управления, обеспечивающие оптимальное ведение технологических процессов, а также сбор, обработку и передачу всей необходимой информации. Управление ЕЭС имеет три основных аспекта: оперативное (диспетчерское) управление; хозяйственное управление; управление развитием системы (на периоды до 1—5 лет, длительное на 10—15 лет и прогнозирование на 20—30 лет). Развитие ЕЭС предусматривает также совершенствование отдельных энергосистем и межсистемных связей, составляющих единое целое. Руководство работой ЕЭС осуществляет Государственное диспетчерское управление.

Создание ЕЭС обусловливает дальнейший рост централизации производства электрической энергии; в СССР к концу 1975 намечается довести централизацию энергоснабжения до 97—98%, а к 1980 — до 99%. Формирование ЕЭС Европейской части СССР было начато в 1956 вводом линии электропередачи 400 кВ — Волжская ГЭС им. В. И. Ленина — Москва. В 1957 объединённое управление энергосистемами Центра (Московской, Горьковской, Ивановской и Ярославской обл.) было преобразовано в диспетчерское управление ЕЭС. В конце 1957 установленная мощность ЕЭС достигла 8 ГВт (8 млн. кВт), совмещенный максимум — 5,6 ГВт, электропотребление за год — 33,2 млрд. кВт ч. В 1970 электроэнергия, выработанная электростанциями, входящими в ЕЭС, составила 71,5% от выработки всех электростанций СССР. ЕЭС Европейской части СССР, ставшая к 1970 крупнейшей энергосистемой мира, включает объединённые энергетические системы Центра, Северо-Запада, Среднего Поволжья, Урала, Юга, Северного Кавказа и Закавказья, Сибири и Средней Азии и объединяет свыше 550 электрических станций. Общая выработка электроэнергии в энергосистемах СССР в 1970 составила 740 млрд. кВт ч. ЕЭС РФ соединена с электроэнергетическими системами стран СЭВ в международную энергосистему «Мир». Отдельные электростанции и энергосистемы России связаны также с энергосистемами Финляндии, Норвегии, Ирана.

Классификация режимов ЭЭС Электроэнергетическая система состоит из элементов, которые можно разделить на три группы:

основные (силовые) элементы — генерирующие агрегаты электростанций, преобразующие энергию воды или пара в электроэнергию; трансформаторы, автотрансформаторы, выпрямительные установки, преобразующие значения и вид тока и напряжения; линии электропередач (ЛЭП), передающие электроэнергию на расстояние; коммутирующая аппаратура (выключатели, разъединители), предназначенные для изменения схемы ЭЭС и отключения поврежденных элементов;

измерительные элементы — трансформаторы тока и напряжения, предназначенные для подключения измерительных приборов, средств управления и регулирования;

средства управления — релейная защита, регуляторы, автоматика, телемеханика, связь, обеспечивающие оперативное и автоматическое управление схемой и работой ЭЭС.

Состояние ЭЭС на заданный момент или отрезок времени называется режимом. Режим определяется составом включенных основных элементов ЭЭС и их загрузкой. Значения напряжений, мощностей и токов элементов, а также частоты, определяющие процесс производства, передачи, распределения и потребления электроэнергии, называются параметрами режима.

Если параметры режима неизменны во времени, то режим ЭЭС называется установившимся, если изменяются — то переходным.

Строго говоря, понятие установившегося режима в ЭЭС условное, так как в ней всегда существует переходный режим, вызванный малыми колебаниями нагрузки. Установившийся режим понимается в том смысле, что параметры режима генераторов электростанций и крупных подстанций практически постоянны во времени.

Основная задача энергосистемы — экономичное и надежное электроснабжение потребителей без перегрузок основных элементов ЭЭС и при обеспечении заданного качества электроэнергии. В этом смысле основной режим ЭЭС — нормальный установившийся. В таких режимах ЭЭС работает большую часть времени.

По тем или иным причинам допускается работа ЭЭС в утяжеленных установившихся (вынужденных) режимах, которые характеризуются меньшей надежностью, некоторой перегрузкой отдельных элементов и, возможно, ухудшением качества электроэнергии. Длительное существование утяжеленного режима нежелательно, так как при этом существует повышенная опасность возникновения аварийной ситуации.

Наиболее опасными для ЭЭС являются аварийные режимы, вызванные короткими замыканиями и разрывами цепи передачи электроэнергии, в частности, вследствие ложных срабатываний защит и автоматики, а также ошибок эксплуатационного персонала. Длительное существование аварийного режима недопустимо, так как при этом не обеспечивается нормальное электроснабжение потребителей и существует опасность дальнейшего развития аварии и распространения ее на соседние районы. Для предотвращения возникновения аварии и прекращения ее развития применяются средства автоматического и оперативного управления, которыми оснащаются диспетчерские центры, электростанции и подстанции.

После ликвидации аварии ЭЭС переходит в послеаварийный установившийся режим, который не удовлетворяет требованиям экономичности и не полностью соответствует требованиям надежности и качества электроснабжения. Он допускается только как кратковременный для последующего перехода к нормальному режиму.

Для завершения классификации режимов ЭЭС отметим еще нормальные переходные режимы, вызванные значительными изменениями нагрузки и выводом оборудования в ремонт.

Уже из перечисления возможных режимов ЭЭС следует, что этими режимами необходимо управлять, причем для разных режимов задачи управления различаются:

для нормальных режимов — это обеспечение экономичного и надежного электроснабжения;

для утяжеленных режимов — это обеспечение надежного электроснабжения при длительно допустимых перегрузках основных элементов ЭЭС;

для аварийных режимов — это максимальная локализация аварии и быстрая ликвидация ее последствий;

для послеаварийных режимов — быстрый и надежный переход к нормальному установившемуся режиму;

для нормальных переходных режимов — быстрое затухание колебаний.

Глава 2. Регулирование напряжения и частоты в энергосистемах Баланс реактивной мощности и его связь с напряжением В ЭЭС, содержащей источники и потребители электрической энергии, в любой момент времени выполняется закон сохранения энергии. Отражением этого закона является выполнение баланса мощности. Выработка и потребление электрической энергии на переменном токе характеризуются передачей по электрической сети как активной, так и реактивной мощности. Поэтому в каждый момент времени в ЭЭС существует баланс полной мощности. Для реактивной мощности условие баланса имеет следующий вид:

где SQг — суммарная генерируемая мощность; SQн — суммарная мощность нагрузки потребителей; SDQ — суммарные потери реактивной мощности в элементах сети.

Балансу реактивной мощности соответствует некоторый уровень узловых напряжений. Так как передача мощности по электрической сети сопровождается потерями напряжения в ее элементах, то, в отличие от частоты, напряжения в узлах сети будут различаться. Изменение какой-либо из составляющих баланса приводит к изменению напряжений в сети: увеличение нагрузок к уменьшению напряжений и наоборот.

Так же как и по отношению к активной мощности, электроэнергетические системы могут быть дефицитными или избыточными по реактивной мощности. При этом дефицитные ЭЭС характеризуются пониженными уровнями напряжений. Дефицит реактивной мощности в ЭЭС определяется той недостающей мощностью источников реактивной мощности, добавление которой в ЭЭС позволит поднять узловые напряжения до допустимых значений. Избыток генерируемой реактивной мощности вызывает повышение напряжений. Этот избыток реактивной мощности определяется той величиной, на которую ее нужно уменьшить, чтобы ввести узловые напряжения в допустимую область. Дефицитные и избыточные ЭЭС могут обмениваться реактивной мощностью. Однако передавать реактивную мощность из избыточных в дефицитные ЭЭС не всегда оказывается экономичным, а в ряде случаев и невозможным из-за потерь реактивной мощности и напряжения при такой передаче. Решить данную проблему позволяет установка в ЭЭС специальных компенсирующих устройств (КУ) или, иными словами, компенсация реактивной мощности.

Расчетная часть Согласно своему номеру зачетной книжки в методических указаниях выбираем исходные данные из таблицы 2.1 и 2.2 и проводим расчет.

Исходные координаты:

ЦП — X7: Y15

1 — X2: Y10

2 — X12: Y10

3 — X22: Y15

4 — X17: Y10.

Мощности электроприемников (МВт):

№ 1 — 18

№ 2 — 13

№ 3 — 26

№ 4 — 35

Масштаб для замера — 1см=20км.

Расчет напряжения линий.

U= (кВ);

Расчет для варианта № 1

Длина эл-сети (км):

ЦП-1 — 70

1−2 — 100

2−3 — 50

3−4 — 70

4-ЦП — 150.

Uцп-3==181,15;

U3−4==149,25;

U4−2==105,04;

U1−2==83,4;

U1-цп==170,94.

Расчет для варианта № 2

Длина эл-сети (км):

ЦП-3 — 150

3−4 — 70

4-ЦП — 110

ЦП-2 — 70

2−1 — 100

1-ЦП — 70.

Uцп-1= =106,83;

U1−2 ==71,22;

U2-цп = =106,83;

U3-цп ==150,37;

U3−1 = =112,86;

Uцп-3 = =148,36.

Для всех вариантов выбираем номинальное напряжение 220 кВ.

Рассчитываем ток, который должна выдержать основная нагрузка.

Коэффициенты мощности потребителей равны 0,97;0,85;0,7;0,95.

S1=P1? 1

Вычисляем полную мощность.

S1=P1? 1=18? 0,75=24МВА;

S2=P2? 2=13? 0,65=20МВА;

S3=P3? 3=26? 0,95=27,36 МВА;

S4=P4? 4=35? 0,95=36,84МВА;

Smax=S1+S2+S3+S4=108,2МВА;

Imax= = =284 А.

Выбираем согласно району гололеда — IV, и максимально допустимому току провод АС номинальным сечением 240 мм² марки АС-240?32 и проверяем по экономическому токовому интервалу.

Выбираем трансформаторы согласно номинальной мощности потребителей и напряжению по таблице 1.27.

электроэнергетическая система трансформатор

Проводим технико-экономическое сравнение вариантов сооружения.

Стоимость выбранного провода за 1 км составляет 18,9 тыс. руб.(для одноцепной линии).

Самым экономным вариантом будет первый.

Удельные параметры:

R0=12,1 Ом/км

X0=43,5 Ом/км

B0=2,6*10−6 См/км

G0=13,9МВАр.

Расчет кольцевой части сети:

SH1=18+j15,87 Q1= =9,27

SH2=13+j15,19 Q2 ==20,45

SH3=26+j8,15 Q3==20,4

SH4=35+j11,49 Q4==4,61

R=*= (Ом)

X=*= (Ом)

B=*=*10−6(См)

QH=-0.5*UНОМ2**10−6=

== (МВАр) Полное комплексное значение сопротивления линии (Ом):

Z1=847+j3045

Z2=1210+j4350

Z3=605+j2175

Z4=847+j3045

Z5=1815+j6525.

Вычисление перетоков мощности без учета потерь (МВА):

SL1==49,47+j31,24

SL2= SL1- SH1=31,47+j15,37

SL3= SL2- SH2=18,47+j0,18

SL4= SL3- SH3= -7,53-j7,97

SL5= SL4- SH4=42,53+j19,46.

Вычисление перетоков мощности с учетом потерь линии (МВА):

= SL2=31,47+j15,37

=+*Z2=31,47+j15,37

= SH1+=49,47+j31,24

=+SL1=49,47+j34,44

= SH2 +SL2=44,47+j30,56

=+SL3=44,47+j35,06

= SH4+=7,53+j7,97

=+SL4=7,53+j14,37

=SL5=33,53+j22,52

=SH4= 33,53+j22,62.

Вычисление напряжений в узлах (кВ):

U1=UЦП-*ZL1=222,86-j8,173

=U1-*ZL2=224,41-j15

U'4=U2-*ZL3=226,95-j20

U3=Uцп-*ZL4=223,94-j11,811

= U3-*ZL5=225,69-j13,286.

Определение токов короткого замыкания:

Расчетные выражения для приведенных значений сопротивления Энергосистема XC= = =8,2

Линия XL=Xуд*L

XL1=0,435*70*=0,7

XL2=0,435*100*=1

XL3=0,435*50*=0,5

XL4=0,435*70*=0,7

XL5=0,435*150*=1,5

XL12=XL1+XL2=1,7

XL34=XL3+XL4=1,2

XL1234= =

XL12345=XL1234+XL5=2,2

Xэкв==

Eэкв= 0,85 =945,6

Iкз==

iуд=1739,48

Iкз=кА; iуд=259,3кА.

Iнорм (вн)= ==284кА

Imax (вн)= 299кА

Iнорм (нн)= 5957кА

Imax (нн)= =6270кА.

Заключение

По ходу проектирования данной курсовой работы, мной были поняты теоритические сведения о РЭС, их разновидностях, функциях и методы их проектирования.

Для практического задания по проектированию, был выбран вариант № 63(в), в котором были указаны координаты электро-приёмников и центра питания, а также номинальные мощности по каждой координате.

Для проектирования РЭС мною были поставлены и достигнуты следующие задачи:

Расчет напряжения линий.

Расчет максимальной полной мощности и максимального тока.

Выбор трансформаторов согласно номинальной мощности потребителей и напряжению.

Вычисление перетоков мощности без учета потерь в линии.

Вычисление перетоков мощности с учетом потерь в линии.

Вычисление напряжений в узлах.

Определение токов короткого замыкания.

Выбор вариантов развития линий РЭС.

Проектирование рабочей кольцевой схемы РЭС.

Список используемой литературы

1. Блок, В. М. Электрические сети и системы. М.: Высшая школа, 2010.

2. Веников, В. А. Регулирование напряжения в электроэнергетических системах / В. А. Веников, В. И. Идельчик, М. С. Лисеев. — М.: Энергоатомиздат, 2009. — 216 с.

3. Герасименко, А. А. Проектирование районной электрической системы: Учебное пособие / А. А. Герасименко, В. М. Таюрский. — Красноярск, КГТУ, 2009. — 120 с.

4. Железко, Ю. С. Компенсация реактивной мощности и повышение качества электроэнергии: М.: Энергоатомиздат, 2010.

5. Идельчик, В. И. Электрические системы и сети/ В. И. Идельчик. — М.: Энергоатомиздат, 2011. — 592 с.

6. Неклепаев, Б. Н. Электрическая часть электростанций и подстанций / Б. Н. Неклепаев, И. П. Крючков. — М.: Энергоатомиздат, 2012. — 608 с.

7. Поспелов, Г. Е. Электрические системы и сети/ Поспелов Г. Е., Федин В. Т. — Мн.: Выш. Шк., 2009. — 308 с.

8. Рожков, Л. Д. Электрооборудование станций и подстанций/ Л. Д. Рожков, В. С. Козулина. — М.: Энергоатомиздат, 2010. — 648 с.

9. Савина, Н. В. Электрические сети в примерах и расчетах/ Н. В. Савина, Ю. В. Мясоедов, Л. Н. Дудченко. — Благовещенск: Издательство АмГУ, 2009. — 238 с.

10. Файбисович, Д. Л. Укрупненные стоимостные показатели электрических сетей 35 — 1150 кВ/ Д. Л. Файбисович, И. Г. Карапетян — М.: Фолиум, 2012.

11. Методические указания к курсовой работе «Районная электрическая сеть» по дисциплине «Распределение и потребление электроэнергии» / Сост.: Т. И. Дубровская, Л. С. Певцова, Л. В. Старощук. — Смоленск: филиал ГОУВПО «МЭИ (ТУ)» в г. Смоленске, 2013. — 32с.

12. Передача и распределение электрической энергии: Учебное пособие/ А. А. Герасименко, В. Т. Федин. — Красноярск: ИПЦ КГТУ; Минск: БНТУ, 2010. — 808 с.

13. Пособие к курсовому проектированию для электроэнергетических специальностей: Учебное пособие / В. М. Блок, Г. К. Обушев, Л. Б. Паперно и др.; М.: Высшая школа, 2011. — 304 с.

14. Правила устройства электроустановок: Справочник / С. Г. Королев, А. Ф. Акимкин и др. — М.: Энергоатомиздат, 2012. — 652 с.

15. Правила устройства электроустановок седьмое издание М.: НЦ ЭНАС 2013 г.

16. Справочник по проектированию электрических сетей / Под редакцией Д. Л. Файбисовича. — М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2010. — 320 с. ил.

17. Справочник по проектированию электроэнергетических систем: Справочник / С. С. Рокотян, И. М. Шапиро и др. — М.: Энергия, 2009. — 288 с.

18. СТО 4.2−07−2009 Система менеджмента качества. Общие требования к построению, изложению и оформлению документов учебной деятельности.

19. Экономика промышленности т.2: Учебник /, А. Б. Кожевников и др. — М.: Экономика, 2009. — 350 с.

20. Электротехнический справочник: Справочник / под общ. ред.В. Г. Герасимов и др. — М.: Издательство МЭИ, 2011. — 964 с.