ВУЗ: Не указан

Категория: Курсовая работа

Дисциплина: Электротехника

Добавлен: 02.02.2019

Просмотров: 495

Скачиваний: 4

ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.

АННОТАЦИЯ

Курсовой проект состоит из пояснительной записки и графической части. Пояснительная записка выполнена на 37 страницах, содержит 1 раздел - расчет электрической сети. В пояснительной записке 11 таблиц, 25 рисунков с поясняющими схемами, 4 источника.


Перечень ключевых слов:


Авария – выпадение одной цепи.

Аварийный режим - режим работы электрической сети при выходе из строя более мощного генератора, синхронного компенсатора или линии.

Замкнутые сети- сети в которых электроэнергия к потребителям подается не менее чем с двух сторон.

Максимальный режим- режим, при котором данная электрическая сеть может работать длительное время.

Мощность – характеризует распределение данной величины вдоль линии.

Трансформатор— это статическое электромагнитное устройство, имеющее две или более индуктивно связанные обмотки на каком-либо магнитопроводе и предназначенное для преобразования посредством электромагнитной индукции одной или нескольких систем (напряжений) переменного или постоянного тока в одну или несколько других систем (напряжений), без изменения частоты.

Трансформаторы тока низковольтные – предназначены для работы в цепях переменного тока напряжением до 660 В.

Выключатели высокого напряжения- предназначены для отключения и включения цепей в нормальном и аварийном режимах.

Силовые трансформаторы- предназначены для преобразования электрической энергии переменного тока одного напряжения в другое.


В курсовом проекте приняты трансформаторы:


- ТРДН-40/220/10 – трансформатор трехфазный с расщепленной обмоткой, с дутьевым охлаждением, регулирование под нагрузкой

- ТРДН-40/220/10 - трансформатор трехфазный с расщепленной обмоткой, с дутьевым охлаждением, регулирование под нагрузкой

- АТДТН-63/220/110/10 - трансформатор трехфазный, с дутьевым охлаждением, регулирование под нагрузкой

- РПН - регулирование под нагрузкой.







































































1.1 Введение

Казахстан в процессе своего становления, как суверенное государство, поэтапно преодолевает трудный путь трансформации экономических отношений. Последовательно осуществляется либерализация экономики – в настоящее время полностью деформирована планово-распределительная система отпущены цены почти на все виды продукции, формируется рыночная инфраструктура обеспечивающая свободное продвижение товаров и капитала, происходит процесс преобразования государственной собственности, открывается простор частному предпринимательству и инвестициям любой формы.

В стране произошло оздоровление национальной валюты, и она постепенно превратилась в реальный инструмент товарно-денежного обращения, и денежно-кредитных отношений. Преодолевается узкая специализация и замкнутость экономики от мировой хозяйственной системы.

Республика вышла на мировой рынок и встала на путь интеграции в мировое экономическое хозяйство. Страна определилась и сделала выбор. Главная суть этого выбора заключается в следующем:

Глобализация экономических отношений путем интеграции в мировую экономику.

Либерализация производственных отношений путем отпуска и предоставления свободы выбора форм собственности и инвестиций в экономику;

Дробление услуг путем разгосударствления монопольных сфер, что приведет к их качества, обязательности людей.

Национальным достоянием Казахстана является его природные, и в первую очередь, топливно-энергетические ресурсы, а также технический и интеллектуальный потенциал. Повышение эффективности использования технического потенциала, а также всех видов энергоресурсов страны с применением в широких масштабах энергосберегающих технологий в промышленности и в быту является важнейшей задачей энергетической политики.

Топливно-энергетический комплекс играет особую роль в развитии государства в повышении качества жизни населения и является базой для возрождения экономики республики, что ставит его на одно из первых мест в приоритетности и инвестициям, всемирному ускорению развития. В этих целях по поручению Президента Республики Казахстан в 1993 году была разработана «Концепция электроэнергетической программы Республики Казахстан» которая определила основные направления развития и реструктуризации управления энергетической отраслью.

Потребление электрической энергии в Казахстане составило 58,1 млрд. кВтч и увеличилось по сравнению с 2001 годом на 1,4 млрд. кВтч или на 2,5%. При этом прирост потребления в Западном Казахстане значительный, прирост потребления электроэнергии имел место во всех областях региона за счет увеличения добычи нефти, природного газа и газового конденсатора.

Выработка электроэнергии достигла величины 58,2 млрд. кВтч и возросла по сравнению с 2001 годом на 2,9 млрд. кВтч или на 3,5%. Прирост выработки электроэнергии обусловлен вводом в действия ряда энергоблоков в дефицитном Западном Казахстане для покрытия собственных потребностей, значительная часть которых все еще покрывается поставками из России, что дало возможность увеличить выработку электроэнергии в регионе на величину около 800 млрд. кВтч или на 14%. Увеличение электроэнергии в Северной и Южной частях Казахстана, организацией экспорта электроэнергии в Россию.





































































1.2 Составление вариантов схемы электрической сети


I вариант



II вариант




III вариант

































































ДП. 2103002. 06. 41а. 09 . ПЗ.

лист

3



IV вариант



V вариант




VI вариант







К дальнейшему расчету принимаем I и IV варианты, т.к. они наиболее короткие по длине































































1.3 Выбор типа и мощности силовых трансформаторов

Для подстанции №1

Принимаем к установке трансформатор типа ТРДН-40/220/10

таблица 1.3.1

Тип

Напряжение обмоток, кВ

Потери, кВт

Uк%

I%

ΔРхх

ΔРк.з

ТРДН-40

230

11

45

170

12

0,5

(Л-2 табл. П.3-2)


Определяем параметры трансформатора


Определяем потери в обмотках трансформатора

рис.1.3.1


























































Для подстанции №2



Принимаем к установке трансформатор типа ТДН-40/220/10

таблица 1.3.2

Тип

Напряжение обмоток, кВ

Потери, кВт

Uк%

I%

ΔРхх

ΔРк.з

ТРДН-40

230

11

45

170

12

0,5

(Л-2 табл. П.3-2)


Определяем параметры трансформатора


Определяем потери в обмотках трансформатора

рис.1.3.2






































































Для подстанции №3 



Принимаем к установке трансформатор типа АТДТН-63/220/110/10

таблица 1.3.3

Тип

Напряжение обмоток,

кВ

Потери, кВт

Uк%

I%

ВН

СН

НН

ΔРхх

ΔРк.з

U1-2

U1-3

U2-3

АТДТН-63

230

121

11

37

215

11

35

22

0,5

(Л-2 табл. П.3-2)


Определяем параметры трансформатора


Определяем потери в обмотках трансформатора







































































рис.1.3.3
































Рассчитываем I -ый вариант


рис.1.3.4


Определяем токи по участкам:



Определяем сечение по экономической плотности тока:


2хАС-240/32 см. Л-3 табл. П.1-2


Выбираем двухцепную промежуточную опору на 220 кВ


рис.1.3.5

таблица 1.3.4

Учас

ток

дли-

на,

км

токи по участ.

провод

r0

Ом/км

d,

мм

х0

Ом/км

b0

см/км

R,

Ом

X

Ом

B

Q,

Мвар


А-2

40

111 А

2хАС-240/32

0,118

21,6

0,383

4,72

15,32


5,7

Л-3 табл. П.1-2


































































Участок А-2



рис. 1.3.6


рис.1.3.7





























































Проверка







Определяем токи по участкам:

Определяем сечение по экономической плотности тока:


АС-240/32 Iдоп =610 А см. Л-3 табл. П.1-2

Выбираем одноцепную промежуточную опору на 220 кВ


рис.1.3.8

Данные линии

таблица 1.3.5

Учас

ток

дли-

на,

км

токи по участ.

провод

r0

Ом/км

d,

мм

х0

Ом/км

b0

см/км

R,

Ом

X

Ом

B

Q,

Мвар


А-3

60

170 А

АС-240

0,118

21,6

0,426

7,08

25,56

3,8

3-1

45

42 А

АС-240

0,118

21,6

0,426

5,31

19,17

2,8

1-А


55


151 А

АС-240


0,118


21,6

0,426


6,49

23,43

3,5


Л-3 табл. П.1-2



























































Производим расчёт мощностей в режиме максимальных нагрузок


Участок А-3




Участок 3-1



Участок 1-А





































































рис.1.3.9


































































Рассчитываем II -ой вариант


рис.1.3.10


Определяем токи по участкам:


Определяем сечение по экономической плотности тока:


2хАС-240/32 Iдоп =610 А см. Л-3 табл. П.1-2



Выбираем двухцепную промежуточную опору на 220 кВ



рис.1.3.11
























ДП. 2103002. 06. 42. 07. ПЗ.


14


















































Данные линии

таблица 1.3.6

Учас

ток

дли-

на,

км

токи по участ.

провод

r0

Ом/км

d,

мм

х0

Ом/км

b0

см/км

R,

Ом

X

Ом

B

Q,

Мвар


А-3

60

320 А

2хАС-240

0,118

21,6

0,383

7,08

22,98

8,6

3-1

45

109 А

2хАС-240

0,118

21,6

0,383

5,31

17,2

6,4

Л-3 табл. П.1-2


Производим расчёт мощностей в режиме максимальных нагрузок


Участок 3-1




Участок А-3

























































































рис.1.3.12

































































1.4 Технико-экономическое сравнение вариантов


К основным техническим показателям относятся: надёжность электроснабжения и долговечность объекта в целом и отдельных его частей, условия обслуживания, количество обслуживающего персонала, расход цветного металла на провода, величина номинального напряжения сети.


I- вариант

таблица 1.4.1

Участок

Район по гол.

Тип опоры

Тип провода

Цена

А-3

II

ж. б.

АС-240/32

21,0

3-1

II

ж. б.

АС-240/32

21,0

А-1

II

ж. б.

АС-240/32

21,0

А-2

II

ж. б.

2хАС-240/32

34,4

(Л-3 табл. § 42.2 стр.367)


Определяем капитальные вложения в сооружений воздушных линий:


Определяем потери электроэнергии в линии:

=3500 ч (Л-3, стр.78, рис.4-3)


Стоимость потерь электроэнергии в линии:



Стоимость отчислений на амортизацию и капитальный ремонт:


см. Л-3 таб.4-1






































ДП. 2103002. 06. 42. 07. ПЗ.


17



























Капитальные вложения в подстанции:

таблица 1.4.2

п/ст

I-вар

II-вар

1

360

240

2

240

240

3

520+290

750+290

Итого: х 800

К1п/ст =1128000

К2 п/ст=1216000

(Л-3 табл.49.31 § 49.2.)


Годовые эксплуатационные издержки:

Эксплуатационные расходы:




II- вариант

таблица 1.4.3

Участок

Район по гол.

Тип опоры

Тип провода

Цена

А-3

II

ж. б.

2хАС-240/32

34,4

3-1

II

ж. б.

2хАС-240/32

34,4

А-2

II

ж .б.

2хАС-240/32

34,4

(Л-3 табл. § 42.2 стр.367)


Определяем капитальные вложения в сооружений воздушных линий:



Определяем потери электроэнергии в линии:

=3500 ч. (Л-3, стр.78, рис.4-3)


















































































Стоимость потерь электроэнергии в линии:



Стоимость отчислений на амортизацию и капитальный ремонт:


см. Л-3 таб.4-1



Капитальные вложения в подстанции




Эксплуатационные расходы:









Для дальнейшего расчета выбираем I-й вариант, так как он наиболее выгодный по цене









































































1.5 Окончательный электрический расчет оптимального варианта схемы проектируемой электрической сети


Расчёт сети в минимальном режиме

Подстанция № 1







рис.1.5.1









































































Подстанция № 2







рис.1.5.2




































































Подстанция № 3



рис.1.5.3





























































































Производим расчет в минимальном режиме


рис.1.5.4



Участок А-2




рис.1.5.5








































































рис.1.5.6


Производим расчёт мощностей в режиме максимальных нагрузок


Участок А-3



Участок 3-1






















Проверка








































Участок 1-А



































































рис.1.5.7






























































1.6 Определение напряжения на шинах подстанции на ВС


Максимальный режим


Umax = 231 кВ


Подстанция №1



Подстанция №2




































































Подстанция №3





















































































Минимальный режим


Umin = 220 кВ


Подстанция №1



Подстанция №2




































































Подстанция №3



























































































Аварийный режим

Uавар. = 242 кВ



Подстанция №1



Подстанция №2























































































Подстанция №3



































































Выбор способа регулирования напряжения

РПН 12х1% в нейтрале ВН

Подстанция №1 и №2

таблица 1.6.1

Полож.

Добавленное число витков. Wp%

Добавленное число витков в отн. ед.

Ктр

1

2

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12


13


14

15

16

17

18

19

20

21

22

23

24

25

12

11

10

9

8

7

6

5

4

3

2

1


0


-1

-2

-3

-4

-5

-6

-7

-8

-9

-10

-11

-12

1,12

1,11

1,1

1,09

1,08

1,07

1,06

1,05

1,04

1,03

1,02

1,01


1


0,99

0,98

0,97

0,96

0,95

0,94

0,93

0,92

0,91

0,90

0,89

0,88

23,408

23,199

22,99

22,781

22,572

22,363

22,154

21,945

21,736

21,527

21,318

21,109

20,691

20,482

20,273

20,064

19,855

19,646

19,437

19,228

19,019

18,81

18,601

18,392
















авар


max

min
















авар





max


min





Подстанция №1

Максимальный режим

Минимальный режим

Аварийный режим