Logo GenDocs.ru

Поиск по сайту:  


Загрузка...

Проект электрической сети промышленного района - файл расчет.doc


Проект электрической сети промышленного района
скачать (574.9 kb.)

Доступные файлы (3):

общая схема.vsd
принципиальная.vsd
расчет.doc718kb.13.06.2010 10:33скачать

содержание
Загрузка...

расчет.doc

Реклама MarketGid:
Загрузка...
СОДЕРЖАНИЕ


Введение 3

Задание на курсовой проект 4

Выбор конструкции, вариантов конфигурации и номинального напряжения сети 5

Выбор количества и мощности трансформатора на приемных подстанциях 8

Анализ и обоснование схем электрической сети 10

Расчет линий электропередач 12

Технико-экономическое сравнение вариантов. Выбор и обоснование оптимального варианта электрической сети 13

Электрический расчет основных режимов работы сети 16

Расчет потерь напряжений 22

Выбор отпаек трансформатора для обеспечения нормальной работы потребителей 24

Заключение 26

Список литературы 27



Введение



В последние года началось развитие промышленности, появляются новые предприятия, реанимируются старые. Промышленность начала вносить значительный вклад в увеличение энергопотребление. Расширяется плотность географического расположения потребителей электрической энергии. В связи с этим появляется потребность в расширении существующих сетей и в создании новых. Возрастающее количество энергопотребляющих объектов ведет к росту передаваемых по электрическим сетям мощностей. Одной из самых главных задач сегодня является экономичное использование существующего электрического оборудования и разработка нового с улучшенными параметрами.

Целью курсового проекта является разработка рационального, в технико-экономическом смысле, варианта электроснабжения потребителей. В процессе выполнения проекта неизбежно получения навыков проектирования энергетических систем, их экономического обоснования, и, конечно, закрепление теоретических знаний полученных во время учебного процесса.


^

Задание на курсовой проект



Выполнить проект электрической сети промышленного района. Данные для курсового проекта выбираем в соответствии с 72 вариантом (из Приложения 1 [1]* выбираем 7 вариант нагрузок, а из Приложения 2 - 2 вариант схемы электрифицируемого района). Исходные данные сведем в табл. 1.1 дополнив ее данными полной и реактивной мощностей, рассчитанных по формулам:


Таблица 1.1

^ Обозначение подстанций

Состав

потребителей по категориям

Время использования максимальной нагрузки

^ Режим максимальной нагрузки

Режим минимальной нагрузки

Примечания

S,

МВА

P,

МВт

Q,

Мвар

cos

S,

МВА

P,

МВт

Q,

Мвар

cos

категория

%

а

1

40

4000

33,33

30

14,52

0,9

21,17

18

11,14

0,85




б

1

50

3800

21,98

20

9,12

0,91

17,24

15

8,49

0,87




в

1

80

3200

33,33

30

14,52

0,9

41,17

35

21,68

0,85




г

1

60

4000

27,17

25

10,64

0,92

19,32

17

9,18

0,88




д

1

80

6000

133,33

120

58,11

0,9

93,02

80

47,46

0,86






а - механический завод

б - завод подъемно-транспортного оборудования

в - рудник

г - цементный завод

д - металлургический комбинат

* В дальнейшем все ссылки на источник [1], ссылки на другие источники будут указываться дополнительно.
^

Выбор конструкции, вариантов конфигурации и номинального напряжения сети



В соответствии с ПУЭ нагрузки I категории должны обеспечиваться электроэнергией от двух независимых взаиморезервирующих источников питания и перерыв их электроснабжения может быть допущен только на время автоматического восстановления питания. Двухцепная линия, выполняемая на одной опоре, не удовлетворяет требованиям надежности потребителей I категории, поэтому в дальнейших расчетах мы будем использовать две отдельные одноцепные линии.

Схемы электрификации сети:

Рис. 2.1. Варианты схем электрификации сети.

Предварительный выбор номинального напряжения UH линий производят совместно с разработкой схемы сети, т.к. они взаимно определяют друг друга. Напряжения для различных элементов проектируемой сети могут существенно отличаться. Величина напряжения зависит как от передаваемой мощности, так и от удаленности нагрузки от источника питания. Для установления ориентировочных значений напряжений участков сети можно использовать экономические области применения UH, разработанные институтом «Энергосетьпроект». Наивыгоднейшее напряжение также может быть определено по формуле Г.А.Илларионова:



где - длина линии, км;

Р – передаваемая мощность на одну цепь, МВт.
Проведем расчеты для каждого участка всех вариантов схем. Результаты расчетов и ориентировочные значения напряжения участков сети, разработанные институтом «Энергосетьпроект» сведем в таблице 2.
Таблица 2.1

Вариант


Участок сети




Мощность

на одну

цепь,

МВт

Длинна, км

Напряжение, кВ


^ Выбранное напряжение,

кВ

По графикам системы

Энергосеть”.

По формуле Илларионова.

а

ИП – а

15

90

110

76,2

110

ИП – б

37,5

65

110

115,97

110

ИП – д

60

15

220

115,47

110

б – в

27,78

55

110

100,46

110

б – г

27,22

50

110

99,09

110

в – г

2,22

75

110

29,71

110

б

ИП – а

ИП – б

ИП – д

а – в

б – г

30

22,5

60

15

12,5

90

65

15

50

50

110

110

220

110

110

106,07

91,75

115,47

75,23

69

110

110

110

110

110

в

ИП – б

52,5

65

220

134,46

220

ИП – д

60

15

220

115,47

220

б – г

42,5

50

110

120,54

220

г – в

30

75

110

105,41

220

в – а

15

50

110

75,23

220

г

ИП – а

51,74

90

220

136,24

220

ИП – б

53,26

65

220

135,29

220

ИП – д

60

15

110

115,47

220

б – г

33,26

50

110

108,36

220

г – в

8,26

75

110

56,86

220

а – в

21,74

50

110

89,44

220


Выбор напряжения для разных вариантов схем производился при условия единого напряжения источника питания. Несколько номиналов напряжения источника питания не только удорожают схему, но и значительно ее усложняют с точки зрения строительства и эксплуатации. Хоть источник питания и не участвует в технико-экономических расчетах, но такой подход способствует воспитанию качеств инженера, решающего проблему не локально, а с учетом перспективы. Поэтому для схем а и б (рис. 2.1) выбрано напряжение 110 кВ. Рекомендуемое напряжение для подстанции д было 220 кВ, но приняли 110 кВ, т. к. протяженность линии незначительная и большой экономии на потерях в линии, вероятно, мы не получим. Для вариантов схем в и г (рис. 2.1) было выбрано напряжения 220 кВ из соображений уменьшения потерь в линии в связи с большой ее протяженностью.

Определяем мощности на замкнутом участке линии для схемы рис. 2.1а. Для этого разорвём кольцо по источнику (подстанция б) и определим потокораздел (рис. 2.2).

Рисунок 2.2 Преобразованная схема кольцевого участка сети










Знак «минус» говорит о том, что направление мощности обратно, чем на рис.2.2. Аналогичным образом проведем расчет для замкнутого контура схемы рис. 2.1г.
^

Выбор количества и мощности трансформатора на приемных подстанциях



Выбор количества трансформаторов на ПС зависит от требований к надежности электроснабжения питающихся от подстанции потребителей и является технико-экономической задачей. В практике проектирования на ПС всех категорий предусматривается, как правило, установка двух трансформаторов. Мощность каждого из трансформаторов выбирается равной 0,7 от максимальной нагрузки ПС (Sмакс). В аварийных режимах трансформаторы допускают в течение не более 5 суток перегрузку в 1,4 номинальной мощности (Sном) на время максимумов нагрузки продолжительностью не более 6 ч в сутки. Поэтому для двухтрансформаторной ПС при отсутствии резервирования по сетям вторичного напряжения мощность каждого трансформатора принимается равной 0,7 Sмакс. Анализируя варианты схем принимаем решение об отказе от применения автотрансформаторов ввиду внесения ими элемента ненадежности (при выходе из строя автотрансформатора нарушается электроснабжение питающихся от него потребителей), а также ограничение мощностью автотрансформатора при расширении сети.

Расчетная мощность трансформатора подстанции а, МВА:




Из стандартного ряда мощностей выбираем трансформатор с мощностью Sн=25 МВА.

Коэффициент загрузки в нормальном режиме:



Коэффициент загрузки в послеаварийном режиме:



Аналогично проводим расчет для всех подстанций. Выбранные трансформаторы сводим в таблицы 3.1 и 3.2.

Таблица 3.1

Вариант

Подстанция

Максимальная нагр.

Smax, МВА

Мощность потребителей

I категории,

МВА

Тип трансформатора

Количество

Коэф. загрузки в норм. режиме

КЗН

Коэф. загрузки в послеавар. режиме

КЗА

а,

б

а

33,33

13,33

ТРДН-25000/110

2

0,525

1,05

б

21,98

10,99

ТДН-16000/110

2

0,51

1,02

в

33,33

26,66

ТРДН-25000/110

2

0,525

1,05

г

27,17

16,3

ТРДН-25000/110

2

0,644

1,129

д

133,33

106,66

ТДЦ-125000/110

2

0,656

1,31

в,

г

а

33,33

13,33

ТДТН-25000/220

2

0,525

1,05

б

21,98

10,99

ТДТН-25000/220

2

0,796

1,59

в

33,33

26,66

ТДТН-25000/220

2

0,525

1,05

г

27,17

16,3

ТДТН-25000/220

2

0,644

1,129

д

133,33

106,66

ТДТН-40000/220

4

0,42

0,84




Вариант

Подстанция


Тип трансформатора


^ Номинальное напряжение UН кВ

Пределы регулирования, %

Потери ΔРХХ, кВт

Потери ΔРКЗ, кВт

Ток IХХ, %

Напряжение к. з., %

UВН-СН

%

UВН-НН

%

UСН-НН

%

а,

б

а

ТРДН-25000/110

115



27

120

0,7

-

10,5

-

б

ТДН-16000/110

115



19

85

0,7

-

10,5

-

в

ТРДН-25000/110

115



27

120

0,7

-

10,5

-

г

ТРДН-25000/110

115



27

120

0,7

-

10,5

-

д

ТДЦ-125000/110

121



120

400

0,55

-

10,5

-

в,

г

а

ТДТН-25000/220

230



135

50

1,1

12,5

20

6,5

б

ТДТН-25000/220

230



135

50

1,1

12,5

20

6,5

в

ТДТН-25000/220

230



135

50

1,1

12,5

20

6,5

г

ТДТН-40000/220

230



220

55

1,2

12,5

22

9,5
Таблица 3.2
^

Анализ и обоснование схем электрической сети



Расчет для варианта б рис. 2.1:

Длина трассы, км:



Длина цепей, км:



Суммарный момент мощности, МВткм:





Для схемы с кольцевыми сетями параметр физического смысла не имеет.

Расчет для варианта в аналогичен и приведен в табл.4.1.
Таблица 4.1

Вариант

Длина трассы, км

Длина цепей, км

Суммарный момент мощности Pl, МВткм

Примечание

а

350

520

­-




б

270

540

6437,5

в

255

510

9437,5

г

345

360

-


Для схемы с кольцевыми сетями параметр Pl физического смысла не имеет. Поэтому табл. 4 позволяет наглядно сравнить только варианты б и в. Из табл. 2.1 видно, что участок линии в-г малозагружен – это является показателем нерационального использования ЛЭП. Окончательно принимаем для расчетов варианты б и г. Схемы электрических соединений выбранных вариантов представлены на рис. 4.1 и рис. 4.2.


Рисунок 4.1 Схема электрических соединений для варианта б.



Рисунок 4.2 Схема электрических соединений для варианта г.
^

Расчет линий электропередач



Расчет участка ИП – а для варианта б:

  • максимальный ток, А:





  • расчетное сечение провода с учетом экономической плотности тока, мм2:



где jэк – экономическая плотность тока, А/мм2. Выбирается в зависимости от числа часов использования максимальной нагрузки Тмакс.

По полученному сечению подбираем провод марки АС-185/24

Выбранные провода сводим в таблицу 5.1.

Таблица 5.1

Вариант

Количество линий

Линия

Uн, кВ

Iраб,

А

Jэк,

А/мм2

Fрас, мм2

Тип проводов

Ток авар. режима Iав,

А

Допусти-мый ток

Iдоп, А

б

2

ИП-а

115

251,32

1,1

228,47

АС – 240/32

351,85

605

2

ИП-б

115

206,08
1,1

187,34

АС – 185/24

288,51

530

2

а-в

115

125,66

1,1

114,24

АС – 120/19

175,92

380

2

б-г

115

125,66

1,1

114,24

АС – 120/19

175,92

380

2

ИП-д

115

628,29

1

628,29

3хАС – 240/32

879,62

1815

г

1

ИП-а

230

251,32

1,1

228,47

АС – 240/32

351,85

605

1

ИП-б

230

251,32

1,1

228,47

АС – 240/32

351,85

605

1

а-в

230

125,66

1,1

114,24

АС – 120/19

376,98

380

1

б-г

230

125,66

1,1

114,24

АС – 120/19

376,98

380

1

в-г

230

30

1,1

27,82

АС – 70/11

251,32

265

2

ИП-д

230

314,15

1

314,15

АС – 300/48

439,8

690


^

Технико-экономическое сравнение вариантов. Выбор и обоснование оптимального варианта электрической сети



Из отобранных вариантов б и г необходимо выбрать наиболее выгодный. Условием оптимальности является минимальные дисконтированные затраты. При сооружении всей сети в течении одного года и одинаковой степени надежности дисконтированные затраты каждого варианта определяют:


где З – дисконтированные затраты;

К – единовременные капитальные вложения в данный вариант;

И – ежегодные эксплуатационные расходы;



где И1- общие годовые эксплуатационные расходы по электросетевому объекту без учета затрат на амортизацию;

И2 - затраты на возмещение потерь электроэнергии:


где Э – расчетные потери электроэнергии в трансформаторах и ВЛ, кВтч;

Ц – цена электроэнергии, руб.
Е – норма дисконта, Е = 0,15.
Выполним расчет для варианта б, участка ИП - а.

Максимальный ток на 1 цепь, А:



Потери мощности в сети:

  • для ЛЭП:



где r0 – сопротивление одного километра проводника, Ом/км (выбирается по [3]).








  • для трансформатора:






где τ – время максимальных потерь, ч:



Расчет капитальных затрат:

трансформаторы и элегазовые выключатели, тыс. руб.:


на ЛЭП, тыс. руб.:


суммарные, тыс.руб.:


Общие годовые эксплуатационные расходы без учета затрат на амортизацию:

трансформаторы и элегазовые выключатели, тыс. руб.:


на ЛЭП, тыс. руб.:

;
суммарные, тыс.руб.:


Затраты на возмещение потерь электроэнергии:

трансформаторы, тыс. руб./год:


на ЛЭП, тыс. руб./год:


суммарные, тыс. руб./год:


ежегодные эксплуатационные расходы, тыс. руб./год: ;

Минимальные затраты:

;
Расчеты для остальных участков аналогичны. Полученные значения для варианта б и г сводим в табл.6.1.

Таблица 6.1

Вариант

Капитальные затраты,

тыс.руб.

Эксплуатационные расходы,

тыс.руб.

Приведенные затраты,

тыс.руб.

КЛЭП

КПС

К

И1

И2

И

б

9261

191574

200835

18878,5

2671

21549,5

225616,9

г

6000

201786

207786

19531,9

1739

21270,9

232247,5


Варианты б и г, по приведенным затратам, отличаются на 3%. При различии в пределах 5 % варианты считают равно экономичными. Поэтому выбираем тот, который имеет более высокое номинальное напряжение и возможность дальнейшего развития сети при перспективном росте нагрузок.

Окончательно выбираем вариант г.
^

Электрический расчет основных режимов работы сети



Цель данного раздела - уточненный расчет потокораспределения активной и реактивной мощностей по линиям сети, определение потерь мощностей в элементах сети, тре­буемой мощности источника питания, а также уровней напря­жения в узлах сети. Для расчета мощностей и их потерь в каждой ветви схемы необходимо составить схемы замещения ЛЭП и трансформаторов. Расчёт будем производить при максимальном нормальном и минимальном нормальном режиме работы сети.

Расчет для участка сети ИП-а. Схема замещения для участка ИП-а представлена на рис. 7.1.

Рисунок 7.1 Схема замещения участка ИП-а
Схема замещения трансформатора.

в трансформаторе мощности обмоток одинаковые, из чего следует:








напряжения КЗ для лучей схемы замещения:










реактивные сопротивления трансформатора, Ом:










потери холостого хода трансформатора, МВА:




Схема замещения ЛЭП с проводом АС-240/32.

активное сопротивление, Ом:



где r0 – погонное сопротивление, по [4] r0=12,1 Ом/100км


реактивное сопротивление, Ом:



где x0 – величина погонного индуктивного сопротивления, по [4] х0=43,5 Ом/100км.

емкостная проводимость линии, См:



где -удельная емкостная проводимость, по [4] b0=2,610-6 См/100км.

зарядная мощность линии, Мвар:




Расчеты параметров линий остальных участков занесем в табл. 7.1
Таблица 7.1

Участок

ИП-а

а-в

в-г

г-б

б-ИП

ИП-д

Дина линии, км

90

50

75

50

65

15

Марка провода

АС – 240/32

АС – 120/19

АС – 70/11

АС – 120/19

АС – 240/32

АС – 300/48

r0, Ом/км

0,121

0,249

0,428

0,249

0,121

0,125

x0, Ом/км

0,435

0,447

0,482

0,447

0,435

0,412

b010-6, См/км

2,6

2,57

2,48

2,57

2,6

2,73

Qл, Мвар

0,113

0,062

0,09

0,062

0,081

0,132

Zл, Ом

10,89+j39,15

12,45+j22,35

32,1+j36,15

12,45+j22,35

7,86+j28,27

1,87+j6,18


Расчет потерь мощности в режиме максимальной нагрузки.

конечная мощность, МВА:




потери в обмотках трансформатора, МВА:









мощность обмотки среднего напряжения, МВА:




мощность обмотки низшего напряжения, МВА:




мощность в начале обмотки трансформатора, МВА:




нагрузка подстанции а с учетом трансформаторов и зарядной мощности линии, МВА:




Используя вышеприведенные формулы проведем расчет активной и реактивной мощностей для остальных элементов схемы замещения. Аналогичный расчет проведем для режима минимальной нагрузки. Результаты расчета сведены в табл. 7.2 и нанесены, для наглядности, на общую схему замещения (рис. 7.3).
Таблица 7.2

Участок

Обозначение

Режим максимальной

нагрузки, МВА

Режим минимальной

нагрузки, МВА

ИП-а

Pa+jQa

30+j14,52

18+j11,14

SТ1сн =SТ2сн

15,011+j7,205

9,004+j5,515

SТ1нн =SТ2нн

15,011+j8,038

9,004+j5,884

SТ1вн =SТ2вн

15,011+j8,704

9,004+j6,153

ΔSхТ1=ΔSхТ2

0,135+j0,275

0,135+j0,275

ΣSа

30,29+j17,87

18,28+j12,68

а-в

Pв+jQв

30+j14,52

35+j21,77

SТ3сн =SТ4сн

15,011+j7,205

17,52+j10,985

SТ3нн =SТ4нн

15,011+j8,038

17,52+j12,03

SТ3вн =SТ4вн

15,011+j8,704

17,52+j13,04

ΔSхТ3=ΔSхТ4

0,135+j0,275

0,135+j0,275

ΣSв

30,29+j17,88

18,28+j12,78

в-г

Pг+jQг

25+j10,64

17+j9,18

SТ5сн =SТ6сн

12,51+j5,275

8,504+j4,535

SТ5нн =SТ6нн

12,51+j5,837

8,504+j4,85

SТ5вн =SТ6вн

12,51+j6,28

8,504+j5,057

ΔSхТ5=ΔSхТ6

0,135+j0,275

0,135+j0,275

ΣSг

25,29+j13,03

8,37+j10,58

г-б

Pб+jQб

20+j9,12

15+j8,49

SТ7сн =SТ8сн

10,005+j4,505

7,503+j4,19

SТ7нн =SТ8нн

10,005+j4,898

7,503+j4,453

SТ7вн =SТ8вн

10,005+j5,188

7,503+j4,631

ΔSхТ7=ΔSхТ8

0,135+j0,275

0,135+j0,275

ΣSб

20,28+j10,22

15,28+j9,74

ИП-д

Pд+jQд

120+j58,11

80+j47,46

SТ9сн =SТ10сн =SТ11сн =SТ12сн

30,018+j14,527

20,009+j11,865

SТ9нн =SТ10нн =SТ11сн =SТ12нн

30,018+j16,472

20,009+j12,811

SТ9вн =SТ10вн =SТ11вн =SТ12вн

30,018+j18,138

20,009+j13,623

ΔSхТ9=ΔSхТ10=ΔSхТ11=ΔSхТ12

0,22+j0,48

0,22+j0,48

ΣSд

120,95+j74,34

80,92+j56,28



Рисунок 7.2 Схема замещения кольцевого участка

Рассчитаем потокораспределение мощностей по участкам линий, используя данные табл. 7.1, 7.2 и рис. 7.2.














Знак «минус» указывает на обратное направление мощности.





Мощности в начале и конце линии будут отличаться на величину потерь в этой линии. Потери рассчитываются по формуле:





Поэтому, мощность в начале линии а-в будет:



Аналогичный расчет проведем для остальных участков линий и для режима минимальной нагрузки. Результаты расчета сведены в табл. 7.3.
Таблица 7.3

Обозначение

Режим максимальной

нагрузки, МВА

Режим минимальной

нагрузки, МВА

Sн.ИП-а

52,7+j30

43,95+j34,27

Sк.ИП-а

52,03+j27,59

43,54+j32,08

Sн.а-в

21,74+j9,72

25,36+j16,13

Sк.а-в

21,61+j9,48

25,17+j15,96

Sк.в-г

8,68+j8,4

10,36+j9,11

Sн.в-г

8,77+j8,5

10,62+j9,34

Sк.г-б

34,06+j21,53

28,1+j22,51

Sн.г-б

34,44+j22,21

28,3+j23,18

Sк.б-ИП

54,64+j32,53

42,85+j32,52

Sн.б-ИП

55,19+j34,51

43,16 +j33,67

Sн.ИП-д

121,66+j76,69

81,25+j57,98

Sк.ИП-д

120,95+j74,34

80,92+j56,28


Общая схема замещения для режима максимальной нагрузки представлена на рис. 7.3.

^

Расчет потерь напряжений



Напряжение на шинах высшего напряжения подстанции а, кВ:








угол вектора напряжения:




Напряжение на шинах высшего напряжения подстанции в, кВ:







угол вектора напряжения:





Для остальных подстанций вычисления выполняются аналогично, поэтому результаты вычислений целесообразно свести в таблицу. Для этой цели составим и заполним расчетными данными табл. 8.1.
Таблица 8.1

Подстанция

Напряжение/угол

Режим максимальной нагрузки

Режим минимальной нагрузки

а

Uaа

224,046/-1,85

224,299/-1,83

в

Uвв

222,45/-0,424

220,304/-0,42

г

Uгг

220,177/-0,57

220,784/-0,402

б

Uбб

224,204/-1,43

224,577/-1,088

д

Uдд

227,035/-0,687

227,836/-0,43


^

Выбор отпаек трансформатора для обеспечения нормальной работы потребителей



При необходимости на шинах низкого напряжения понижающих подстанций обеспечивается встречное регулирование напряжения 0-5% номинального напряжения сети. Если в соответствии с суточным графиком нагрузки суммарная мощность снижается до 30% и более от ее наивысшего значения, напряжение на шинах должно поддерживаться на уровне номинального напряжения сети. В часы наибольшей нагрузки напряжение на шинах должно превышать номинальное напряжение сети не менее чем на 5%; допускается повышение напряжения даже до 110% номинального, если при этом отключение напряжения у ближайших потребителей не превысят наибольшего значения допускаемого ПУЭ.

Применение трансформаторов с РПН позволяет изменять регулировочное ответвление без их отключения. Поэтому следует определять напряжение регулировочного ответвления раздельно для наибольшей и наименьшей нагрузок. Найденные в результате этих расчетов положения ответвлений РПН и будут определять диапазон работы устройства, который задается для блока автоматики, управляющего работой РПН.

Для трансформаторов на 220 кВ с РПН, предусмотрено 12 ступеней регулирования каждая по 1% от номинального значения напряжения.
Проведем расчет напряжения на ответвлениях РПН на подстанции а, с установленными трансформаторами ТРДН-25000/230/38,5/11:

  • режим максимальной нагрузки:

расчетное напряжение регулировочного ответвления трансформатора:


где Uн.н - номинальное напряжение обмотки низшего напря­жения трансформатора, Uн.н=11 кВ;

Uн.Ж - напряжение жела­емое, которое необходимо поддерживать на шинах низшего напряжения в режиме наибольшей нагрузки, кВ:



По табл.9.1 выбираем 20 ответвление, напряжение на которой составляет Uотв.ном=213,9 кВ.

фактическое значение напряжения составит, кВ:



Таблица 9.1

^ Номер ответвления

Добавка напряжения,

%

Напряжение ответвления Uв.н.д, кВ

1

+12

257,6

2

+11

255,3

3

+10

253

4

+9

250,7

5

+8

248,4

6

+7

246,1

7

+6

243,8

8

+5

241,5

9

+4

239,2

10

+3

236,9

11

+2

234,6

12

+1

232,3

13

0

230

14

-1

227,7

15

-2

225,4

16

-3

223,1

17

-4

220,8

18

-5

218,5

19

-6

216,2

20

-7

213,9

21

-8

211,6

22

-9

209,3

23

-10

207

24

-11

204,7

25

-12

202,4




  • режим минимальной нагрузки:

расчетное напряжение регулировочного ответвления трансформатора:


где Uн.н - номинальное напряжение обмотки низшего напря­жения трансформатора, Uн.н=11 кВ;

Uн.Ж - напряжение жела­емое, которое необходимо поддерживать на шинах низшего напряжения в режиме наименьшей нагрузки, Uн.Ж=11 кВ.


По табл.9.1 выбираем 15 ответвление, напряжение на которой составляет Uотв.ном=225,4 кВ.

фактическое значение напряжения составит, кВ:

Проведем аналогичные расчеты для остальных участков. Полученные результаты сводим в табл.9.2.
Таблица 9.2

Подстанция

Максимальный режим

^ Минимальный режим

номер ответвления (отпайка)

фактическое значение напряжения, кВ

номер ответвления (отпайка)

фактическое значение напряжения, кВ

а

20

11,52

16

10,946

в

21

11,56

17

10,97

г

22

11,57

17

11

б

20

11,53

15

10,96

д

20

11,52

15

11,01



Заключение



В результате выполнения курсового проекта спроектирована районная электрическая сеть. В качестве окончательного варианта принята сеть с замкнутым контуром напряжением 220 кВ. Это решение обосновано технико-экономическим расчетом методом приведенных затрат. Для данного варианта выбрано основное электрооборудование: сечения проводов линий электропередачи, трансформаторы на подстанциях; разработана схема электрических соединений сети, выполнен точный электрический расчет установившихся режимов работы электрической сети; определены необходимые мероприятия по регулированию напряжения электрической сети - рассчитаны рабочие ответвления устройств регулирования под нагрузкой (РПН) трансформаторов на подстанциях для различных режимов работы.

Выполнение курсового проекта позволило получить некоторый опыт в проектировании надежного бесперебойного электроснабжения потребителей электроэнергии с минимальными капитальными затратами и эксплуатационными издержками.

^

Список литературы





  1. С.А.Саушкин, Электрические системы и сети: Методические указания по курсовому проектированию для студентов специальности 100400 всех форм обучения/Норильский индустриальный институт. - Норильск, 1998. - 48 с.

  2. Правила устройства электроустановок. - М.: Энерго­атомиздат, 1986.

  3. Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материа­лы для курсового и дипломного проектирования. М.: Энергоатомиздат, 1989.

  4. Ананичева С.С., Мызин А. Л., Шелюг С. Н. Справочные данные для курсового и дипломного проектирования. Екатеринбург. 2005.



Скачать файл (574.9 kb.)

Поиск по сайту:  

© gendocs.ru
При копировании укажите ссылку.
обратиться к администрации
Рейтинг@Mail.ru