На бирже курсовых и дипломных проектов можно найти образцы готовых работ или получить помощь в написании уникальных курсовых работ, дипломов, лабораторных работ, контрольных работ, диссертаций, рефератов. Так же вы мажете самостоятельно повысить уникальность своей работы для прохождения проверки на плагиат всего за несколько минут.

ЛИЧНЫЙ КАБИНЕТ 

 

Здравствуйте гость!

 

Логин:

Пароль:

 

Запомнить

 

 

Забыли пароль? Регистрация

Повышение уникальности

Предлагаем нашим посетителям воспользоваться бесплатным программным обеспечением «StudentHelp», которое позволит вам всего за несколько минут, выполнить повышение уникальности любого файла в формате MS Word. После такого повышения уникальности, ваша работа легко пройдете проверку в системах антиплагиат вуз, antiplagiat.ru, etxt.ru или advego.ru. Программа «StudentHelp» работает по уникальной технологии и при повышении уникальности не вставляет в текст скрытых символов, и даже если препод скопирует текст в блокнот – не увидит ни каких отличий от текста в Word файле.

Результат поиска


Наименование:


курсовая работа Существующая схема и перспективные нагрузки энергорайона

Информация:

Тип работы: курсовая работа. Добавлен: 01.11.2012. Сдан: 2012. Страниц: 11. Уникальность по antiplagiat.ru: < 30%

Описание (план):


 
    АГЕНСТВО  ПО ОБРАЗОВАНИЮ 

    Государственное образовательное  учреждение высшего 
    профессионального образования 

    ЮЖНО-РОССИЙСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ
    ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ
    (НОВОЧЕРКАССКИЙ  ПОЛИТЕХНИЧЕСКИЙ  ИНСТИТУТ)
 
 
 
__________________________________________________________________ 

    ФАКУЛЬТЕТ                                     ФО и ДО 

    КАФЕДРА                                           П и ИМ                                    

    СПЕЦИАЛЬНОСТЬ                         Э и УП (э) 
 
 
 

    ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА
    К КОНТРОЛЬНОЙ РАБОТЕ
     
    по  дисциплине: «Электрические сети и системы» 
 

       Выполнила студентка   VI   курса                           Переяслова Е.А. (0808795) 
 

       Принял  преподаватель                                              Кудинов И.Д.                         

              Работа принята                                «      »____________2012г.        __________
                                                                                                                   Дата                                     Подпись
              Оценка ________________ 

            
 
 
 
 
 
 

    Новочеркасск, 2012 г.
 
 
     СОДЕРЖАНИЕ
1. Расчет режимов электрической  сети       3
1.1. Определение приведенных затрат       5
2. Существующая схема и перспективные нагрузки энергорайона       8
2.1.  Характеристика ПВК "RASTR"       8
2.2.  Варианты развития электрической  сети 13
2.3. Технико-экономические показатели  первого варианта развития сети       15
2.3.1. Схема электрических соединений       15
2.3.1.1. Определение приведенных народнохозяйственных  затрат 18
2.4. Технико-экономические показатели  второго варианта развития сети 19
2.4.1. Схема электрических соединений       22
2.4.1.1. Определение приведенных народнохозяйственных затрат       22
2.5.  Выбор наилучшего варианта развития  электрической сети 24
Список  использованной литературы и источников 25
   
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
     1. Расчет режимов  электрической сети
     Режим энергосистемы в самом общем  виде определяется как совокупность условий, в которых происходит процесс производства, преобразования, распределения и потребления электроэнергии. Энергосистема представляет собой большое число различных, но взаимосвязанных единством производственного процесса элементов, находящихся в том или ином состоянии, каждый из которых влияет на режим энергосистемы в целом.
     Основной  целью расчетов режимов электрических сетей является определение их параметров, характеризующих условия в которых работают оборудование сетей и ее потребители, а также определение потерь напряжения. При передаче электрической энергии от шин электростанций до потребителей часть электроэнергии неизбежно расходуется на нагрев проводников, создание электромагнитных полей и прочие эффекты. При анализе потерь электроэнергии принято различать следующие виды потерь:
     - отчетная величина потерь электроэнергии  в энергосистеме – определяемая как разность между количеством электроэнергии, отпущенной в сеть собственными электростанциями, электростанциями других ведомств и соседними энергопредприятиями, и реализованной электроэнергией, вычисленной по сумме оплаченных счетов от потребителей;
     - расчетная или техническая величина  потерь, определяемая по известным  параметрам режимов работы и  параметрам элементов сети, она  обусловлена расходом электроэнергии  на нагрев проводников и создание  электромагнитных полей;
     - коммерческие потери – определяемые как разность между отчетными и техническими потерями, они обусловлены несовершенством системы учета, неодновременностью и неточностью снятия показаний счетчиков, погрешностью используемых приборов учета, неравномерностью оплаты электропотребления, наличием безучетных потребителей, хищениями и т. д.
     Результаты  расчетов режимов сетей являются основой для оценки качества электроэнергии, выдаваемой потребителям, допустимости рассматриваемых режимов с точки  зрения работы оборудования сети, а  также выявления оптимальных условий энергоснабжения потребителей.
     Исходными данными при расчетах режимов  электрической сети являются известные  мощности потребительских подстанций, величины напряжения источников питания  или подстанций систем, получающих энергию по электрическим сетям от электростанций, а также параметры и взаимосвязь элементов сетей, на основе которых составляется расчетная схема замещения.
     Результаты  расчетов режимов сетей являются основной документацией для выявления  допустимости рассматриваемых режимов, оценки качества электроэнергии, выдаваемой потребителям, выявление наилучших условий функционирования систем.
     Режим подстанции в основном определяется значениями суммарной активной и  реактивной мощности, напряжением и  частотой на сборных шинах подстанции, которые взаимосвязаны как с режимом работы энергосистемы, так и работой самой подстанции.
     Расчеты режимов являются одним из самых  распространенных и регулярно выполняемых  расчетов при проектировании и эксплуатации электрических систем. При этом в качестве исходных данных в большинстве случаев используются:
     • схемы сети и параметры элементов;
     • активные и реактивные мощности нагрузок;
     • активные и реактивные мощности станций;
     • модуль и аргумент напряжения в одном из узлов, который называется базисным.
     Режим энергосистемы задается по узловым  точкам, основным параметрам системы. В разработку режима энергосистемы  входит: обеспечение нормальных параметров частоты и напряжения, установление величины и характера ожидаемого потребления энергии и максимума нагрузки, распределение нагрузок между подстанциями энергосистемы с соблюдением экономичности и надежности, установление и распределение резерва мощности и т.д., разработка режима энергосистемы, установление и проверка надежности схемы электрических соединений, расчеты для наиболее характерных периодов, потокораспределения их в энергосистеме и уровней напряжения в узловых точках, расчет динамической и статической устойчивости и т.д. [1].
     1.1. Определение приведенных затрат
     Расчёт  приведенных народнохозяйственных затрат проводится в следующем порядке:
     Определяют  капиталовложения для рассматриваемого варианта развития электрических сетей, которые складываются из сооружения линий электрических передач  и подстанций сети:
     К = Кл + Кпс                     (1.1)
     Капитальные затраты с достаточной точностью  можно определить с помощью укрупнённых  показателей стоимости отдельных  элементов электрической системы  для средних условий строительства:
     Кл = Куд · l ,                (1.2)
     где  Куд – стоимость 1 км линии [2];
     l - длина линии, км.
     Затраты на сооружение подстанции включают стоимость  оборудования подстанции и постоянные затраты на строительство подстанции, зависящие в основном от напряжения и общего количества выключателей.
     Кпс = Кяч + Ктр + Кпост ,       (1.3)
     где Кячстоимость ячеек распределительных устройств [2];
     Ктрстоимость трансформаторов [2];
     Кпостпостоянная часть затрат [2],
     Определяются  ежегодные эксплуатационные издержки на амортизацию и обслуживание сети:
 
     И'=Илпс=(аалол)·Кл /100+(аапоп)·Кпс /100 ,  (1.4)
     где аал – амортизационные отчисления на линии электропередачи;
     аолотчисления на обслуживание линий электропередачи;
     аап – амортизационные отчисления на подстанции;
     аоп – отчисления на обслуживание подстанций.
     Вычисляются ежегодные затраты на возмещение потерь активной мощности и электроэнергии:
     Зпотэ'?Э'+ Зэ''?Э",     (1.5)
     где ?Э' – переменные потери электроэнергии, зависящие от нагрузки, кВт·ч;
     ?Э" – постоянные потери электроэнергии, не зависящие от нагрузки, кВт·ч;
     Зэ' – замыкающие затраты на переменные потери электрической энергии (стоимости одного кВт·ч электроэнергии), коп/кВт·ч;
     Зэ'' – замыкающие затраты на постоянные потери электрической энергии (стоимости одного кВт·ч электроэнергии), коп/кВт·ч.
     Переменные  потери электрической энергии определяются:
     ?Э'=???Рмакс,      (1.6)
     где  ??Рмакссуммарные переменные потери, активной мощности в сети в максимальном режиме. Определяются путем суммирования двух параметров из распечатки результатов: "Суммарные потери по воздушным линиям и трансформаторам";
     ? – время максимальных потерь. Находится по эмпирической формуле:
     ? = (0,124 +Тнб /10000)2·8760    (1.7)
     Постоянные  потери электрической энергии определяются:
     ?Э''=Тр ??Рхх,     (1.8)
     где  ??Рххсуммарные потери активной мощности холостого хода трансформаторов. Вычисляются путем суммирования потерь холостого хода всех трансформаторов сети; потери на корону в линиях не учитываются;
     Тр - время работы трансформаторов в году. Тр обычно принимается равным 8760 часов.
     Значения  Зэ' Зэ '' определяются по графическим зависимостям [1,2].
     Вычисляются суммарные эксплуатационные издержки по сети:
     И = И' + Зпот     (1.9)
     Приведенные затраты для различных вариантов  развития определяются по выражению:
     З=Ен·К+И,      (1.10)
     где Ен – нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений, 1/год (Ен=0,12).
     После расчёта всех необходимых параметров подстанции при проектировании для каждого варианта развития сети, необходимо произвести сравнение технико-экономических показателей вариантов развития энергосети.
     Рассматриваемые в проекте варианты должны соответствовать  следующим условиям сопоставимости:
     • варианты электрической сети, подлежащие сопоставлению, должны соответствовать  требованиям нормативных документов и руководящих указаний по проектированию;
     • все рассматриваемые варианты должны обеспечивать одинаковый энергетический эффект у потребителей: полезный отпуск электроэнергии и потребляемую мощность в течение каждого года рассматриваемого периода;
     • развитие сети во всех сравниваемых вариантах  рассматривается за один и тот же период времени;
     • сопоставляемые варианты должны соответствовать  нормативным требованиям к надежности электроснабжения;
     • все экономические показатели сравниваемых вариантов должны определяться в  ценах одного уровня по источникам равной достоверности;
     • тарифы, перспективные нагрузки потребителей, экономические нормативы необходимо задавать диапазоном возможных значений и оценивать устойчивость выбора оптимального варианта.
     2. Существующая схема и перспективные нагрузки энергорайона
     Энергосистема осуществляет энергоснабжение энергорайона одного из западных регионов РФ.
     В энергосистему входят:
     • 2 электростанции общей мощностью 98,6 МВт;
     • 3 подстанции 220 кВ;
     • 1 подстанция 110 кВ;
     • ВЛ 220 кВ общей протяженностью по цепям 257,4 км;
     • ВЛ 110 кВ общей протяженностью по цепям 185,7 км.
     Данные  о перспективных нагрузках на конец десятого года в существующих узлах представлены ПО ОАО «МРСК - Юга» - «Ростовэнерго» ЗЭС для расчёта максимального режима электрической сети в программе Rastr.
     2.1.  Характеристика ПВК "RASTR"
     Комплекс  "RASTR" предназначен для расчета и анализа установившихся режимов электрических систем. "RASTR" позволяет производить расчет, эквивалентирование и утяжеление режима, обеспечивает возможности экранного ввода и коррекции исходных данных, быстрого отключения узлов и ветвей схемы, имеет возможности районирования сети, также предусмотрено графическое представление схемы или отдельных ее фрагментов вместе с практически любыми расчетными и исходными параметрами. В комплекс включена функция оптимизации режима по напряжению, реактивной мощности коэффициентам трансформации.
     "RASTR" не имеет программных ограничений на объем рассчитываемых задач. Захват оперативной памяти определяется размером рассчитываемой схемы, для расчета схем свыше 1000 узлов может оказаться необходимым нарастить оперативную память свыше 4 Мб.
     В процессе работы программой могут создаваться  три типа файлов:
     *.rge – содержат информацию об исходных  данных и режиме схемы и  требуют 1 Кбайт дисковой памяти на 10 узлов схемы;
     *.uk – содержат информацию о траектории  утяжеления;
     *.cxe – содержат информацию о графическом  образе схемы.
     Необходимые для расчетов данные вводятся при  помощи встроенного в комплекс редактора.
     Данные  о узлах представляются в следующем  формате:
     Район – номер района, к которому относится  узел (до 255);
     Номер – номер узла;
     N – номер статической характеристики (0 – не задана, 1 – стандартная,  для 6-10 кВ, 2 – стандартная для  110-220 кВ (обе "зашиты" в программу), 3-32000 - задаются пользователем в таблице "Полиномы";
     Название  – название узла (от нуля до двенадцати символов;
     Uном – номинальное напряжение или модуль напряжения, кВ;
     Pнаг,Qнаг – мощность нагрузки;
     Pген, Qген – мощность генерации;
     Qmin, Qmax – пределы генерации реактивной мощности;
     Gшунт, Bшунт – проводимость шунта на землю, мСм;
     V, Delta – модуль и угол напряжения;
     Xг – сопротивление генератора (зарезервировано для дальнейшего использования);
     Кст – крутизна статической характеристики активной мощности по частоте, если Кст >0 регулирование осуществляется изменением мощности генерации (поле Рген), если Кст<0 – изменением нагрузки, если Кст=0 – узел в регулировании частоты не участвует;
     Umin, Umax – диапазоны изменения напряжения, кВ;
     Pном – номинальная мощность нагрузки или генерации (в зависимости от знака Кст), используемая для вычисления частотного эффекта;
     Рmin, Pmax – диапазоны изменения мощности генерации в узлах регулирующих частоту;
     Район 2 – номер второго района, к  которому относится узел.
     Активные (реактивные) мощности могут вводиться в кило- или мегаваттах (квар, Мвар).
     Данные  о ветвях представляются в формате:
     Nнач, Nкон – номера узлов, ограничивающих линию;
     Nп – номер параллельной ветви;
     R, X – активное и индуктивное  сопротивления ветви, (Ом);
     G, B – проводимости ветвей, мкСм, для шунтов П – образной схемы (B<0), для трансформатора проводимость шунта Г – образной схемы (B>0);
     Kт\в, Кт\м – вещественная и мнимая составляющие коэффициента трансформации;
     Iдоп – допустимый ток ветви;
     Кr,min Kr,max – диапазоны изменения вещественной части коэффициента трансформации
     Ki,min Ki,max – то же для мнимой части;
     БД  – номер транформатора в базе данных;
     Nanc – номер анцапфы;
     Kдел – коэффициент деления потерь на межситемных линиях, потери разносятся по следущим формулам: (1-Кдел)·?PЛЭП – к району, которому принадлежит узел начала линии (Nнач); Кдел·?Pлин – к району, которому принадлежит узел конца линии (Nкон).
     Сопротивление ветви должно быть приведено к  напряжению Uнач, а коэффициент трансформации определяется как отношение Uкон/Uнач. При задании ветви с нулевыми сопротивлениями она воспринимается как выключатель.
     Кроме этого в комплексе так же имеются  таблицы, куда заносятся данные характеризующие  районы, полиномы статических характеристик  нагрузки и анцапфы трансформаторов.
     В таблицу "Районы" вводят следующие данные:
     Номер – номер района;
     Номер2 – номер дополнительного (второго) района, каждый узел может находится в двух независимых районах;
     Название  – название района;
     dPн, dQн, dPг – коэффициенты, на которые умножаются соответствующие мощности района (исходные данные не меняются, расчет выполняется с учетом этих коэффициентов).
     Таблица "Полиномы" содержит данные о статических характеристиках нагрузки:
     СХН – номер статической характеристики нагрузки;
     Р0, Р1, Р2, Р3 – коэффициенты полинома активной мощности нагрузки;
     Q0, Q1, Q2, Q3 – коэффициенты полинома реактивной мощности нагрузки;
     Полиномы  могут быть заданы коэффициентами вплоть до четвертой степени.
     Данные  о трансформаторах вносятся в  таблицу "Анцапфы":
     Nбд – номер трансформатора в базе данных;
     Название  – его название (необязательно);
     EИ  – единицы измерения отпаек (% или кВ); если это поле не  заполнено, предполагаются проценты, если в это поле занести  любой символ, отличный от % или  пробела, будет предполагаться киловольт;
     "+, "-" – порядок нумерации анцапф, "+" – анцапфы нумеруются, начиная от максимальной положительной добавки, "-" – от максимальной отрицательной (по умолчанию "+");
     Тип –тип регулирования; 0 – вольтодобавка (dV) добавляется к напряжению V(рег), коэффициент трансформации будет рассчитываться по формуле Кт=(Vрег + dV)/Vнр (обычно это РПН с регулированием на средней строне); 1 – вольтодобавка добавляется к обоим напряжениям, коэффициент трансформации будет рассчитываться по формуле Кт=(Vрег+dV)/(Vнр+ dV) (например вольтодобавочный трансформатор при регулировании в нейтрали); 2 или 3 – вольтодобавка от следующей или предыдущей фазы добавляется к обоим напряжениям, коэффициент трансформации – комплексный;
     Кнейтр – число анцапф в нейтральном положении (с нулевой добавкой), по умолчанию – единица;
     V(нр) – напряжение нерегулируемой ступени;
     V(рег) – наряжение регулируемой ступени;
     Nanc – число анцапф с шагом, заданным в следующей колонке;
     Шаг – величина шага (% или кВ, в зависимости  от поля ЕИ).
     Данные  по анцапфам задаются в отдельном  файле, его имя можно установить с помощью специальной команды в главном меню.
     В комплексе имеется возможность  прочитать и (или) записать файл в макете ЦДУ используя специальные команды. Эти же команды могут быть также использованы для проведения сложных операций с исходными данными (слияние, деление и эквивалентирование).
     В комплекс включена программа оптимизация  режима по реактивной мощности методом  приведенного градиента. В процессе оптимизации режима узлы делятся на две группы:
     1) источники реактивной мощности (ИРМ) – узлы в которых заданы диапазоны изменения напряжения и реактивной мощности генерации. В этих узлах осуществляется изменение заданного модуля напряжения для достижения минимальных потерь и ввода всех напряжений в допустимую область. В ходе оптимизации строго выдерживаются ограничения по реактивной мощности и, в большинстве случаев, ограничения по напряжению. Ограничения по напряжению могут быть нарушены в следующих случаях: в узле генерируется минимальная мощность, но его напряжение достигло максимального, и наоборот.
     2) контролируемые узлы, в которых  заданы ограничения по напряжению; программа пытается удержать  напряжения внутри ограничений,  но это не всегда возможно. Степенью возможных нарушений этих ограничений можно, как говорилось выше, управлять с помощью параметров оптимизации (штрафной коэффициент).
     Для трансформаторов, имеющих регулирование  задаются диапазоны изменения коэффициента трансформации (могут быть рассчитаны автоматически по базе данных анцапф). Диапазоны изменения коэффициентов всегда строго выдерживаются. Оптимизация трансформаторов с учетом продольно – поперечного регулирования выполняется только при подготовленной в базе данных анцапф информации (тип регулирования 3 или 4). После оптимизации, в зависимости от задания параметров, может происходить автоматический выбор анцапф с округлением коэффициента трансформации до ближайшей анцапфы.
     Также в комплекс "RASTR" входит программа для проведения утяжеления режима по заданной траектории; с возможностью ввода, коррекции, сохранения и загрузки траектории утяжеления, а также для установки параметров утяжеления.
     Отличительной особенностью комплекса является своеобразная графическая подпрограмма с автоматизированным конфигурированием графического файла, и с автоматизированной расстановкой параметров в узлах и линиях и с упрошенной их модификацией [5].
     2.2. Варианты развития электрической сети
     Рассмотрим  два варианта присоединения проектируемой подстанции Заводская к электрической сети для нахождения варианта с наименьшими затратами. При этом должно быть обеспечено бесперебойное снабжение потребителей, питающихся от проектированной подстанции, энергией в требуемых размерах и требуемого качества.
     В общем случае выбор количества трансформаторов на подстанции определяется составом потребителей, мощностью их нагрузки, количеством номинальных напряжений. Однако, как правило, в обычных условиях на подстанциях предусмотрена установка двух трансформаторов. При этом предполагается, что при аварийном выходе одного трансформатора, оставшийся будет обеспечивать нормальную нагрузку подстанции с учетом допустимой перегрузки. Мощность каждого трансформатора на двух трансформаторной подстанции выбирают следующим образом:
     Sтр = (0,65 + 0,7)·Snc,     (1.11)
     где Sтр - мощность одного трансформатора, МВА;
     Snc - максимальная мощность, проходящая через оба трансформатора, МВ·А.
     На  основании перспективных нагрузок подстанции произведём выбор трансформаторов  по (1.11).
     SПС заводская=13МВ·А; tg? =0,4.
     Sтр= (0,65?0,7)·13/Cos(arctg0,4)=8,5?9,1МВ·А
     Выбираем  два трансформатора ТДН – 10000/110. Параметры выбранных трансформаторов, взятые из справочника [1,2], приведены в таблице 1.1.
     Таблица 1.1 – Параметры трансформаторов  новой подстанции
П/с Тип SНОМ, МВ·А
Кол-во UНОМ, кВ UК, %
КЗ, кВт
ХХ, кВт
IХХ, %
и т.д.................


Перейти к полному тексту работы


Скачать работу с онлайн повышением уникальности до 90% по antiplagiat.ru, etxt.ru или advego.ru


Смотреть полный текст работы бесплатно


Смотреть похожие работы


* Примечание. Уникальность работы указана на дату публикации, текущее значение может отличаться от указанного.