Просмтор этого файла доступен только зарегистрированным пользователям. Но у нас супер быстрая регистрация: достаточно только электронной почты!

Текст из файла (страница 2)

ВВЕДЕНИЕ

ОАО «Хабаровская Горэлектросеть» осуществляет передачу и распределение электрической энергии напряжением 0,4, 6, 10 кВ потребителям пяти административных районов г. Хабаровска. На данный момент предприятие осуществляет транспортировку электрической энергии от филиала ДРСК "Хабаровские электросети" до потребителей, занимается эксплуатацией, обслуживанием и ремонтом электрических сетей и электрооборудования трансформаторных подстанций, воздушных и кабельных линий. На сегодняшний день техническая база предприятия составляет более 700 тысяч километров воздушных линий, более 1400 километров кабельных линий, 733 трансформаторных подстанции.

Старение оборудования и низкие темпы его модернизации способствует накоплению изношенного оборудования и, как следствие, росту затрат на его ремонт и ухудшению технико-экономических показателей работы энергопредприятий (удельных расходов топлива, расходов электроэнергии на собственные нужды, потерь электроэнергии в сетях).

В основной части выпускной квалификационной (ВКР) работы производится расчет питающей электрической сети 220 кВ, рассчитываются мощности и напряжения на участках линии электропередачи, производится выбор основного оборудования.

В специальной части ВКР будет разработана концепция развития системы мониторинга в части создания единой системы управления и мониторинга электроэнергии SmartGrid.

1 РАСЧЁТ ПИТАЮЩЕЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ 220 кВ

Таблица 1.1 – Таблица исходных данных для расчёта питающей

электрической сети 220 кВ

Место расположения	Наименование	Величина	Единицы измерения
Станция А	Количество генераторов на станции	2	шт
	Номинальная мощность синхронного генератора	47,5	МВА
	Мощность собственных нужд электростанции	10	%
	Коэффициент мощности генератора	0,8	-
	Время использования максимальной нагрузки за год на средней стороне трансформатора	4200	ч/год
	Время использования максимальной нагрузки за год на низкой стороне трансформатора	2100	ч/год
	Коэффициент мощности на средней стороне трансформатора	0,83	-
	Коэффициент мощности на низкой стороне трансформатора	0,82	-
	Максимальная активная мощность потребителя на средней стороне трансформатора	14,2	МВт
	Максимальная активная мощность потребителя на низкой стороне трансформатора	22,1	МВт
	Номинальное напряжение распределительной сети обмотки среднего напряжения	38,5	кВ
	Номинальное напряжение распределительной сети обмотки низкого напряжения	11	кВ
Подстанция a	Активная мощность потребителя	6,2	МВт
	Опережающая активная мощность	8,5	МВт
	Отстающая активная мощность	7,6	МВт
	Опережающий коэффициент мощности	0,75	-
	Отстающий коэффициент мощности	0,71	-
	Коэффициент мощности	0,88	-
	Номинальное напряжение	10,5	кВ
Подстанция b	Активная мощность потребителя	6,9	МВт
	Опережающая активная мощность	5,6	МВт
	Отстающая активная мощность	7,7	МВт
	Опережающий коэффициент мощности	0,75	-
	Отстающий коэффициент мощности	0,75	-
	Коэффициент мощности	0,86	-
	Номинальное напряжение	10,5	кВ
Подстанция c	Время использования максимальной нагрузки за год на средней стороне трансформатора	4000	ч/год
	Время использования максимальной нагрузки за год на низкой стороне трансформатора	2300	ч/год

Окончание таблицы 1.1

Место расположения	Наименование	Величина	Единицы измерения
Подстанция с	Коэффициент мощности на средней стороне трансформатора	0,8	-
	Коэффициент мощности на низкой стороне трансформатора	0,81	-
	Максимальная активная мощность потребителя на средней стороне трансформатора	12,3	МВт
	Максимальная активная мощность потребителя на низкой стороне трансформатора	6,3	МВт
	Номинальное напряжение распределительной сети обмотки среднего напряжения	38,5	кВ
	Номинальное напряжение распределительной сети обмотки низкого напряжения	11	кВ

Таблица 1.2 Исходные данные для линии электропередачи для участков сети

Расчётная схема питающей электрической сети приведена на рисунке 1.1.

Рисунок 1.1‒ Расчётная схема питающей электрической сети

1.1 Выбор расчетных режимов и определение мощности потребителей подстанций

1.1.1 Выбор расчетных режимов питающей электрической сети

Под режимом работы электрической сети понимается определенное состояние системы или сети, характеризуемое передаваемой мощностью, напряжениями в узлах, частотой и т.д.

В выпускной квалификационной работе рассматривается три режима работы питающей сети:

• нормальный установившийся режим максимальных нагрузок;

• нормальный установившийся режим минимальных нагрузок;

• послеаварийный режим работы.

При нормальном установившемся режиме параметры системы близки к номинальным значениям или отклоняются на величину, допустимую соответственными нормативными документами. Послеаварийный режим – это режим после локализации аварии, в этом режиме нужно обеспечить требуемый уровень напряжения и бесперебойную работу потребителей первой и второй категории.

Электрическая станция будет замещаться отрицательной электрической нагрузкой, а электрическая система представляет собой источник питания с заданным напряжением.

При нормальном установившемся режиме максимальных нагрузок на подстанциях потребителей работает по два трансформатора, на электростанции в работе находятся все генераторы.

ЛЭП – двухцепная, при этом в точке присоединения электрической системы обе цепи ЛЭП электрически не связаны между собой, а на электростанции электрическая связь осуществляется через шины высокого напряжения. В нормальном режиме схема питания кольцевая.

При режиме минимальных нагрузок на подстанциях потребителей работает один трансформатор. Число генераторов берется таким образом, чтобы мощность генераторов, работающих в режиме минимальных нагрузок, составляла 50-75% от суммарной мощности генераторов.

Режим послеаварийный возникает после отключения головного участка ЛЭП, по которому протекает наибольшая мощность. В работе находятся все трансформаторы и все генераторы. Расчет сети будем вести по [3].

1.1.2 Определение мощности на шинах электростанции

Активная мощность и реактивная мощность в режиме наибольших нагрузок на генераторных шинах электростанции (на стороне НН) определяется по следующей формулам:

,	(1.1) (1.2)

где ‑ суммарная активная мощность генераторов, МВт; ‑ суммарная реактивная мощность генераторов, МВАр; ‑ активная мощность собственных нужд станции, МВт; ‑ реактивная мощность собственных нужд станции, МВАр; ‑ активная мощность на шинах НН электростанции, МВт; ‑ реактивная мощность на шинах НН электростанции, МВАр.

Активную и реактивную мощность работающих генераторов, а также мощность собственных нужд электростанции определяются на основе исходных данных по формулам:

,

(1.3)

где ‑полная номинальная мощность одного генератора, для заданного типа генератора принимается по [1]; ‑ номинальный коэффициент мощности генератора по [1] .

По формуле (1.3) определяем активную мощность генераторов на электростанции:

По формуле (1.3) аналогично определяем реактивную мощность генераторов на электростанции:

Активная и реактивная мощность собственных нужд определяется по формулам:

, (1.4)

(1.5)

Характеристики

Список файлов ВКР