Курсовая работа. Курсовая Проектирование. Введение Расчет электрической сети
![]()
|
Содержание Введение………………….…………………………………………………2 Расчет электрической сети…………………………………………………4 Предварительный выбор вариантов проектируемой электрической сети……………………………………………………………………...…10 Технико-экономические расчеты выбранного варианта электрической сети…………………………………………………………………..…….12 Расчет потокораспределения мощностей по линиям…………………..14 Выбор сечений проводлов и тросов по условиям экономической целесообразности…………………………………………………………15 Проверка сечением проводов по допустимой потере напряжения……16 Расчет и выбор трансформаторов приемных подстанций……………...22 Литература……………………………...…………………………………24 Введение Основными потребителями электрической энергии являются промышленные предприятия. Они расходуют более половины всей энергии, вырабатываемой в нашей стране. Актуальность данного курсового проекта заключается в том, что ввод в действие новых предприятий, расширение существующих, рост энерговооруженности, широкое внедрение различных видов электротехнологии во всех отраслях производств выдвигают проблему их рационального электроснабжения. В настоящее время электроэнергетика Казахстана является важнейшим жизнеобеспечивающей отраслью страны. В ее состав входит более 700 электростанций общей мощностью 215,6 млн кВт. Система распределения столь большого количества электроэнергии на промышленных предприятиях должна обладать высокими техническими и экономическими показателями и базироваться на новейших достижениях современной техники. Поэтому электроснабжение промышленных предприятий должно основываться на использовании современного конкурентоспособного электротехнического оборудования. Расчет электрической сети. Исходные данные проекта. Таблица 1. – Исходные данные по составу потребителей подстанции по надежности электроснабжения в %.
Расчет баланса мощностей. Расчет баланса мощностей производится с учетом характеристик проектируемого района на основе первичных исходных данных и включает в себя: определение местоположения подстанций с привязкой к географической карте, составление упрощенной схемы сетевого района, расчет и обработку графиков нагрузок подстанций и на их основе расчет баланса активной и реактивной мощностей. В соответствии с изменениями категоричности и нагрузки потребителей расчет начинаем с учетом характеристик потребителей понизительных подстанций сетевого района. Предполагается, что в сетевом районе должно быть от 5 до 9 понизительных подстанций. На каждой подстанции должна быть обеспечена возможность встречного регулирования напряжения. На шинах районной понизительной подстанции (РПП) должны быть шины с номинальным напряжением 35, 110 и 220 кВ. Номинальное вторичное напряжение на всех шинах подстанций ![]() ![]() ![]() ![]() Рассчитываем активную нагрузку потребителей на подстанциях: ![]() ![]() ![]() ![]() ![]() Определим потери мощности ПС потребителей: ![]() ![]() ![]() ![]() ![]() Общее потребление активной мощности всеми потребителями в часы максимума: ![]() Реактивная мощность каждого потребителя: ![]() ![]() ![]() ![]() ![]() Определим потери реактивной мощности: ![]() ![]() ![]() ![]() ![]() Общее потребление реактивной мощности а трансформаторах подстанций потребителей определяется суммированием: ![]() Располагаемая реактивная мощность, соответствующая заданному коэффициенту мощности энергосистемы, определяется по общему потреблению активной мощности в часы наибольших нагрузок: ![]() Дефицит реактивной мощности, т.е. реактивная мощность, которую необходимо скомпенсировать, определяется из сравнения общего потребления реактивной мощности: ![]() Для восполнения дефицита реактивной мощности на стороне 6-10 кВ подстанций потребителей устанавливаются компенсирующие устройства. При этом мощность компенсирующих устройств на i-той подстанции ориентировочно может быть определена по выражению: ![]() ![]() ![]() ![]() ![]() ![]() Если требуется мощность компенсирующих устройств превышает 10 МВар, то для компенсации используют синхронные компенсаторы, если же не превышает, то используют батареи статических компенсаторов. Для определения количества компенсирующих установок используется выражение: ![]() Здесь ![]() ![]() ![]() ![]() ![]() ![]() В результате компенсации части реактивной мощности непосредственно на подстанциях потребителей реактивная мощность каждого потребителя уменьшается до величины: ![]() ![]() ![]() ![]() ![]() ![]() Проверяем расчет баланса. Для этого определяем новое значение требуемой реактивной мощности и сравниваем его с располагаемой реактивной мощностью. ![]() Баланс практически сошелся, поэтому все расчеты считаем правильными. Таким образом, в результате расчетов баланса активной и реактивной мощностей для проектируемой электрической сети были определены значения активных и реактивных мощностей для всей сети и для каждой подстанции. Расчеты показали, что электрическая система имеет дефицит располагаемой реактивной мощности, который предложено компенсировать на каждой подстанции установкой соответствующего количества компенсирующих кондесаторных установок типа КУ-10 ПЛ, с номинальным напряжением ![]() ![]() Таблица 2. – Результаты расчета баланса мощностей.
Предварительный выбор вариантов проектируемой электрической сети. Выбор оптимального варианта схемы сети включает в себя несколько последовательных этапов. Первым из них является этап разработки возможных вариантов структуры связей источников питания с пунктами потребления, то есть разработка вариантов конфигурации сети. На втором этапе делается приближенная технико-экономическая оценка каждого варианта, и из них отбирается несколько (не более двух-трех) наиболее конкуретоспособных. Вариант №1 ![]() ![]() Вариант №2 ![]() ![]() Вариант №3 ![]() ![]() Из приведенных расчетов для трех конкурентоспособных вариантов следует, что минимальное ![]() Технико-экономические расчеты выбранного варианта электрической сети. В ходе технико-экономических расчетов выбираются номинальные напряжения сети. Затем рассчитываются потокораспределение мощностей по линиям и на его основе рассчитываются и выбираются, по условию экономической целесообразности, производится их проверка по допустимой потере напряжения и проверка по условиям нагрева. В необходимом случае проводится корректировка параметров проводов и тросов. Скорректированные таким образом расчеты позволяют перейти к окончательному сравнению выбранных вариантов по технико-экономическим показателям. Выбор номинального напряжения электрической сети. Величина номинального напряжения сети определяет технико-экономические показатели проектируемой электрической сети. Известно, что повышение номинального напряжения в линиях сети ведет к росту мощности передаваемой по линиям и одновременно снижаются потери электроэнергии, эксплуатационные расходы, существенно уменьшаются сечения проводов и общие затраты металла на сооружение линий и облегчает возможное развитие сети. Вместе с тем увеличиваются капитальные вложения на строительство сети. С другой стороны уменьшение номинального напряжения в линиях сети ведет к меньшим капитальным затратам на строительство сети, но приводит к большим эксплуатационным расходам из-за роста потерь электроэнергии и уменьшению пропускной способности. Из приведенных выше замечаний очевидна важность правильного выбора номинального напряжения сети при ее проектировании. Величины номинальных напряжений электрических сетей выбираются в соответствии с действующим стандартом ГОСТ 721-77*. Для предварительных расчетов, как правило, используют критерий экономически целесообразного номинального напряжения каждой цепи электрической сети, которое определяется исходя из величины передаваемой мощности по линиям в электрической сети и протяженности линий сети. В соответствии с таким подходои, Uном, рассчитываем по нижеприведенной формуле Илларионова, которая дает удовлетворительный результат для шкалы номинальных напряжений 35 до 1150 кВ. ![]() Где 1000, 500, 2500 – эмпирические коэффициенты; ![]() ![]() ![]() ![]() ![]() ![]() ![]() Поскольку потокораспределение замкнутой части сети еще неизвестно выбор напряжения произведем по различающимся линиям варианта 2, полученные результаты представим в таблице 3. Таблица 3. – Результаты расчетов выбора номинального напряжения проектируемой электрической сети.
Выбираем номинальное напряжение 110 кВ. Расчет потокораспределения мощностей по линиям. В соответствии с выбранным порядком расчета после выбора номинального напряжения производится расчет потокораспределения мощностей по линиям. Исходя из полученных данных таблица 2 определяем потокораспределение для выбранной схемы: ![]() ![]() ![]() ![]() ![]() Рисунок 1.- потокораспределение Выбор сечений проводлов и тросов по условиям экономической целесообразности. При выборе сечений проводов и тросов следует различать его экономическую целесообразность выбираемого сечения и его техническую приемлемость. Экономическая целесообразность предполагает выбор такого сечения, при котором сумма затрат на строительство линии и на оплату потерь энергии в ней минимальна. Техническая приемлемость означает, что провод выбранного сечения должен обладать достаточной механической прочностью и удовлетворять условиям нагрева, потерям на корону. Для определения сечения проводов линий предварительно рассчитываем велечину, протекающих в проектируемых линиях: ![]() ![]() ![]() ![]() ![]() Определяем сечение проводов по экономичности плотности тока: ![]() ![]() ![]() ![]() ![]() Проверка сечением проводов по допустимой потере напряжения. Потеря напряжения в линиях не должна превышать допустимых пределов, чтобы напряжение на шинах потребителей, питающихся по этим линиям, осталось в рамках предусмотренных стандартам. Для определения потери напряжения нужно рассчитать активное и реактивное сопротивление линий: ![]() ![]() ![]() ![]() ![]() Реактивное сопротивление линии вычисляют по формуле: ![]() Где ![]() ![]() ![]() Тогда реактивное сопротивление линий будет равно: ![]() ![]() ![]() ![]() ![]() Потери мощности ∆P, и потери напряжения ∆U, в режиме наибольших нагрузок на каждой линии вычисляем следующими выражениями: Потери мощности: ![]() ![]() ![]() ![]() ![]() ![]() Потери напряжения: ![]() ![]() ![]() ![]() ![]() Таблица 4. – результаты расчетов потерь мощности и напряжения.
Суммарные потери мощности ∆P, МВт по всей сети составляет: Для линии РПП-1-5 ![]() ![]() Для линии РПП-3-4 ![]() ![]() Для линии РПП-2 ![]() ![]() Общая потеря напряжения ∆U, кВ на учатсках цепи: Для линии РПП-1-5 ![]() ![]() Для линии РПП-3-4 ![]() ![]() Для линии РПП-2 ![]() ![]() Определим общую потерю напряжения послеаварийного режима: Для линии РПП-1-5 ![]() ![]() Для линии РПП-3-4 ![]() ![]() Для линии РПП-2 ![]() ![]() Так как на подстанциях установлены трансформаторы с устройствами регулирования под нагрузкой, которые могут регулировать напряжение в пределах от -16% до +16% от номинального, в ходе проведенных расчетов, при выбранных по экономической плотности тока сечениях, потери напряжения в сети в нормальном и послеаварийном режимах не превышают допустимых значений. Следовательно сечение роводов линии выбраны правильно. Расчет и выбор трансформаторов приемных подстанций. Расчетную мощность трансформаторов на каждой подстанции,с учетом того, что потребители III категории (подстанции 2,4,5) питаются от одного трансформатора, а потребители I и II категорий (подстанции 1,3) от двух трансформаторов, вычислим по следующей формуле: ![]() ![]() ![]() ![]() ![]() По получнным расчетным мощностям трансформатора из ряда стандартных трансформаторов выбираем следующие: -для подстанции 1,3 выбираем ТДН-10000/110 кВ: ![]() ![]() ![]() -для подстанции 2,4,5 выбираем ТМЗ-1000/10 кВ: ![]() ![]() ![]() Использованная литература. Правила устройства электроустановок. Издание 6-е изменениями, исправлениями и дополнениями. – СПб: издат. ДЕАН,2004. Справочник по проектированию электрических систем /В.В. Ершевич, А.Н. Зейглигер, Г.А. Илларионов и др./ Под ред. С.С. Рокотяна и И.М. Шапиро. М: Энергоатомиздат, 1985. – 352с. Нормы технологического проектирования подстанций переменного тока с высшим напряжением 35 – 750 кВ. Издание 4-е, переработанное и дополненное. М: Минэнерго РФ, 1991. – 65с. Расчеты и анализ режимов сетей / Под ред. В.А.Веникова. М: Энергия,1974. – 333с. Методические указания / составитель Глухов Д.О. – Южно-Сахалинск, 2001. – 46с. |