Проектировка районной электрической сети

Автор работы: Пользователь скрыл имя, 01 Сентября 2012 в 22:34, курсовая работа

Краткое описание

В данном проекте изложены основные положения и произведен расчет электрической сети, снабжающей электроэнергией пять групп предприятий химической промышленности города Караганда.

Содержание работы

Введение 6

1 Предварительный расчет электрической сети 7

1.1 Краткая характеристика электроснабжаемого района 7

1.1.1 Климатические условия 7

1.1.2 Расстояния по воздушной прямой и протяженности трасс между пунктами сети 7

1.2 Построение годового графика нагрузки по продолжительности 8

1.3 Баланс активной и реактивной мощности 11

1.3.1 Баланс активной мощности 12

1.3.2 Баланс реактивной мощности 12

1.4 Выбор конструкции сети и материала проводов 15

1.5 Формирование вариантов схем электроснабжения и их анализ 15

1.6 Предварительный расчет выбранных вариантов 17

1.6.1 Расчет радиально-магистрального варианта сети 17

1.6.1.1 Расчет потокораспределения в нормальном режиме максимальных нагрузок 17

1.6.1.2 Выбор номинального напряжения сети 18

1.6.1.3 Выбор сечения проводов ЛЭП 19

1.6.1.4 Проверка проводов по току наиболее тяжелого аварийного режима 20

1.6.1.5 Проверка сети по потере напряжения в нормальном и послеаварийном режимах 21

1.6.2 Расчет смешанного варианта сети 25

1.6.2.1 Расчет потокораспределения в нормальном режиме максимальных нагрузок 25

1.6.2.2 Выбор номинального напряжения сети 27

1.6.2.3 Выбор сечения проводов ЛЭП 28

1.6.2.4 Проверка проводов по току наиболее тяжелого аварийного режима 29

1.6.2.5 Проверка сети по потере напряжения в нормальном и послеаварийном режимах 31

1.7 Выбор числа и мощностей силовых трансформаторов 36

1.8 Проверка трансформаторов на перегрузочную способность по ГОСТ 14209-97 …………………………………………………………………………………..38

1.9 Формирование схем электрических соединений вариантов сети 44

2 Технико-экономическое сравнение вариантов сетей 47

2.1 Расчет потерь мощности в элементах сети 47

2.2 Расчет потерь электроэнергии 48

2.3 Расчет капитальных затрат 49

2.4 Расчет эксплуатационных издержек 52

2.5 Расчет приведенных затрат 53

3 Электрический расчет выбранного варианта сети 54

3.1 Формирование схемы замещения сети 54

3.2 Расчет зарядных мощностей 54

3.3 Выбор режима нейтрали 55

3.4 Определение расчетных нагрузок 55

3.5 Расчет режимов сети 59

3.5.1 Расчет для нормального режима максимальных нагрузок 59

3.5.2 Расчет для нормального режима минимальных нагрузок 63

3.5.3 Расчет для послеаварийного режима 66

3.6 Определение напряжения на стороне низшего напряжения подстанций 70

3.7 Выбор регулировочных ответвлений трансформаторов 71

4 Проверочный расчет баланса активной и реактивной мощности в сети 74

Заключение 76

Список использованных источников 77

Скачать целиком (894.96 Кб) Сколько стоит заказать работу?
Содержимое работы - 1 файл

Пояснилка по сетям.docx

— 1.01 Мб (Скачать файл)

       Проверка  точки 4 на потерю напряжения по формуле (1.36):

       ,

       что меньше допустимой потери напряжения ∆Uдоп.ав = 25%.

       Проверка  точки 3 на потерю напряжения по формуле (1.37):

       ,

       что меньше допустимой потери напряжения.

       Сеть  с номинальным напряжением UH = 150 кВ  удовлетворяет условию проверки по потере напряжения в послеаварийном режиме.

      1. Расчет смешанного варианта сети
        1. Расчет потокораспределения в нормальном режиме максимальных нагрузок

       Расчет  ведется без учета потерь мощности на участках сети.

       

       Рисунок 1.8 – Потокораспределение смешанного варианта сети

       Расчет  потокораспределения производится, используя первый закон Кирхгофа: 
 

       Кольцо  размыкается по РЭС (рисунок 1.9) и  проводится расчет сети с двусторонним питанием без учета потерь мощности.

       

Рисунок 1.9 – Сеть с двусторонним питанием

       Активная  мощность на участке 0-2 определяется по формуле:

                                    (1.38) 

       По  первому закону Кирхгофа: 
 
 

       Проверка:

                                    (1.39) 

       Реактивные  нагрузки сети Qij, Мвар, определяются по формуле (1.19).

       Для участка 0-2: 

       Полные  нагрузки участков сети Sij, MBA, определятся по формуле (1.20).

       Для участка 0-2: 

       Расчеты для остальных участков сети производим аналогично. Результаты вычислений сведены  в таблицу 1.16.

       Таблица 1.16 – Потокораспределение по ветвям сети

       
Участок 1-4 0-1 0-2 2-3 3-5 0-5
Р, МВт 31 46 30,096 17,096 7,904 24,904
Q, Мвар 7,714 11,447 7,489 4,254 1,967 6,197
S, MBA 31,945 47,403 31,014 17,617 8,145 25,664

 
        1. Выбор номинального напряжения сети

       Ориентировочное напряжение Uopij, кВ, для участков сети определятся по формуле Стилла (1.21).

       Ориентировочное напряжение для участка 0-2: 

       Расчет  остальных участков аналогичен, результаты вычислений занесены в таблицу 1.17. 

       Таблица 1.17 – Выбор номинального напряжения

       
Участок 1-4 0-1 0-2 2-3 3-5 0-5
lij, км 83,16 138,6 168,84 50,4 100,8 206,64
Pij, МВт 31 46 30,096 17,096 7,904 24,904
Uopij, кВ 114,009 142,972 135,087 86,686 85,006 135,517

 

       За  номинальное напряжение линии –  UН принимается стандартное ближайшее к Uopij. Для сети в целом принимаем одинаковое напряжение.

       Принимаем для дальнейшего расчета два  варианта:

    1. Номинальное напряжение UН = 110 кВ;
    2. Номинальное напряжение UН = 150 кВ.
        1. Выбор сечения проводов ЛЭП

       Рабочие токи участков сети Iij, A, определяются по формуле (1.22):

       Для участка 0-2, UH = 110 кВ: 

       Ориентировочные сечения Fopij, мм2, по участкам сети определяются по экономической плотности тока по формуле (1.23).

       Для участка 0-2: 

       Для участка 0-2 с учетом ограничения по короне [1] принимаем стандартное сечение Fст = 150 мм2. 

       Аналогично  проводится расчет для остальных  участков сети, результаты вычислений сведены в таблицу 1.18. 
 
 
 

       Таблица 1.18 – Расчет сечений для UH = 110 кВ

       
Участок 1-4 0-1 0-2 2-3 3-5 0-5
n 1 2 1 1 1 1
S, MBA 31,945 47,403 31,014 17,617 8,145 25,664
I, A 167,67 124,4 162,779 92,466 42,752 134,7
Fэ, мм2 152,427 113,091 147,981 84,06 38,866 122,455
Fстан, мм2 150 120 150 95 70 120

 

       Расчет  сечений проводов для участков сети на напряжение 150 кВ проводится аналогично предыдущему. Результаты расчета сведены в таблицу 1.19.

       Таблица 1.19 – Расчет сечений для UH = 150 кВ

       
Участок 1-4 0-1 0-2 2-3 3-5 0-5
n 1 2 1 1 1 1
S, MBA 31.945 47.403 31.014 17.617 8.145 25.664
I, A 122.958 91.227 119.371 67.808 31.352 98.78
F, мм2 111.78 82.934 108.519 61.644 28.501 89.8
Fстан, мм2 120 120 120 120 120 120

 
        
        1. Проверка  проводов по току наиболее тяжелого аварийного режима

       Проверка  для кольцевого участка сети 0-2-3-5-0.

       Расчет  выполняется для двух режимов:

       а) выход из строя головного участка 0-2;

       б) выход из строя головного участка 0-5.

       Выход из строя участка 0-2:

             

       Рисунок 1.10 – Потокораспределение активных нагрузок

       По  первому закону Кирхгофа: 
 
 

       Выход из строя участка 0-5:

       

       Рисунок 1.11 - Потокораспределение активных нагрузок

       По  первому закону Кирхгофа: 
 
 

       Для участка 2-3 в качестве наиболее тяжелого аварийного режима выбираем режим а), с наибольшей нагрузкой; для участка 3-5 – режим б):

       ,

       .

       Аварийный ток определяется по формуле:

                                         (1.40)

       Для участка 0-2: 

       Расчеты для участков 2-3,3-5 и 0-5 аналогичен и  сведен в таблицу 1.20.

       Расчет  аварийного тока для участков 0-1-4 производится по формуле (1.24): 
 

       Таблица 1.20 – Проверка сечений по допустимому току (UH = 110 кВ)

       
Участок Pmax, МВт F, мм2 Iдоп, А Iав, А Fприн, мм2
1-4 31 150 445 167,67 150
0-1 46 120 380 248,8 120
0-2 55 150 445 297,479 150
2-3 42 95 330 227,166 95
3-5 38 70 265 205,531 70
0-5 55 120 380 297,479 120

        

       Аналогично  проводится проверка участков сети при напряжении 150 кВ.

       Таблица 1.21 – Проверка  сечений по допустимому току (UH = 150 кВ)

       
Участок Pmax, МВт F, мм2 Iдоп, А Iав, А Fприн, мм2
1-4 31 120 380 122,958 120
0-1 46 120 380 182,454 120
0-2 55 120 380 218,151 120
2-3 42 120 380 166,588 120
3-5 38 120 380 150,723 120
0-5 55 120 380 218,151 120

 
       
        1. Проверка  сети по потере напряжения в нормальном и послеаварийном режимах

       Расчет  для ЛЭП UH = 110 кВ.

       Параметры П-образной схемы замещения определяются по формулам (1.26) – (1.28). Результаты расчетов сведены в таблицу 1.22.

       Таблица 1.22 – Параметры схемы замещения (UH = 110 кВ)

       
Уч-ок Провод n ro, Ом/км xo, Ом/км bo, мкСм/км l, км Rл, Ом Xл, Ом Bл, мкСм
1-4 АС-150 1 0,195 0,416 2,74 83,16 16,216 34,595 227,585
0-1 АС-120 2 0,249 0,423 2,69 138,6 17,256 29,314 745,668
0-2 АС-150 1 0,195 0,416 2,74 168,84 32,924 70,237 462,622
2-3 АС-95 1 0,314 0,429 2,65 50,4 15,826 21,622 133,56
3-5 АС-70 1 0,420 0,440 2,58 100,8 42,336 44,352 260,064
0-5 АС-120 1 0,249 0,423 2,69 206,64 51,453 87,409 555,862

Информация о работе Проектировка районной электрической сети