Файл: Курсовая 139 МВт.docx

Скачать файл
Заказать решение

ВУЗ: Алматинский университет энергетики и связи

Категория: Курсовая работа

Дисциплина: Электротехника

Добавлен: 02.02.2019

Просмотров: 583

Скачиваний: 9

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 35 страницах, содержит 1 раздел - расчет электрической сети. В пояснительной записке 11 таблиц, 19 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.



























































Введение

Развитая электроэнергетическая структура является базой экономики. Электроэнергетика Казахстана в настоящее время полностью обеспечивает электроснабжение экономики страны и характеризуется:
•    Высокой долей производства электроэнергии на угольных электростанциях с комбинированным циклом при совместном производстве электрической и тепловой энергии.
•    Развитой схемой линий электропередачи, где в качестве системообразующих связей выступают высоковольтные линии напряжением 220-500-1150 кВ.
•    Единой и вертикально организованной системой оперативного диспетчерского управления.

Производство электрической энергии в Казахстане осуществляют 58 электростанций различной формы собственности. Их суммарная установленная мощность 18980 МВт. Основу генерирующих мощностей Казахстана составляют тепловые электростанции – 88% установленной мощности, 12% составляют гидроэлектростанции. Все электроэнергетические объекты объединены в Единую электроэнергетическую систему Казахстана национальной электрической сетью напряжением 220-1150кВ. Общая протяженность сети напряжением 6кВ и выше составляет 325 тыс.км, из них протяженность сети 220-500-1150кВ 23.3 тыс.км. ЕЭС Казахстана работает в параллельном режиме с энергосистемами Российской Федерации и стран Центральной Азии, что способствует надежности электроснабжения потребителей, а также создает технологическую основу для межгосударственной торговли электроэнергией.
Сегодня в Казахстане эффективно функционирует конкурентный оптовый рынок электроэнергии. Развитие конкуренции на оптовом рынке базируется на открытом доступе к услугам по передаче электроэнергии по Национальной электрической сети и обеспечении права выбора оптовыми потребителями своего поставщика электроэнергии. Региональные энергокомпании осуществляют функции распределения и торговли электроэнергией на региональных розничных рынках.

Наблюдающиеся в последние годы высокие темпы развития экономики Казахстана (рост ВВП на 9-10% в год) сопровождаются соответствующим ростом объемов электропотребления – прирост 5-7% в год. По итогам 2007 года потребление составило 76,4 млрд. кВтч, что на 6,5% выше, чем за 2006 год.
В настоящий момент ввиду высоких темпов развития экономики в целом, перед электроэнергетикой стоят задачи по быстрому наращиванию мощностей электростанций, развитию национальной и региональных электрических сетей. Согласно прогнозному балансу электроэнергии, утвержденному Министерством энергетики и минеральных ресурсов, электропотребление ЕЭС Казахстана к 2010 году составит 95 млрд. кВтч, а к 2015 году увеличится до 124 млрд. кВтч. Таким образом, к 2015 году прирост относительно 2007 года составит 47,6 млрд. кВтч, или 62%.


Предполагается развитие использования возобновляемых источников энергии, в том числе и для выработки электроэнергии. В республике имеется огромный потенциал возобновляемых источников – гидро, ветро и солнечной  энергии. В настоящее время осуществляются пилотные проекты по использованию энергии ветра. В будущем использование энергии малых рек, строительство малых ГЭС и ветроустановок будет нарастать.
























































1.1 Составление вариантов схемы электрической сети

1 вариант

2 вариант

3 вариант
























































4 вариант



5 вариант



6 вариант



Для дальнейшего расчета выбираем 1 и 4 варианты

















































1.2 Выбор типа и мощности трансформаторов

Для подстанции №1 (потребители I,II,III категории)


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

таблица 1.2.1

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-4 табл. П.3-2)

Определяем параметры трансформатора



Определяем потери в обмотках трансформатора































































рис.1.2.1























Выбор трансформатора для подстанции №2 (потребители I, II, III категории)


таблица 1.2.2

Тип

SН

МВА

UН

UК%

Потери

IХХ

%

ВН кВ

НН кВ

РХХ кВт

РКЗ кВт

ТРДН-40

40

230

11

12

45

170

0,5

(Л-4 табл. П.3-2)


Расчет параметров трансформатора


Определяем потери в обмотке


Рис.1.3.2




























































Выбор трансформатора для подстанции №3 (потребители III категории)


таблица 1.3.3

Тип

SН

МВА

UН

UК%

Потери

IХХ

%

ВН кВ

НН кВ

РХХ кВт

РКЗ кВт

ТРДН-40

40

230

11

12

45

170

0,5

(Л-4 табл. П.3-2)


Расчет параметров трансформатора


Определяем потери в обмотке



Рис.1.3.3



































































Расчет сети в максимальном режиме по 1-ому варианту

Участок А-3


Рис.1.3.4


Определяем токи по участкам:



Выбираем одноцепную стальную опору на 220 кВ для участка А-3


Находим среднегеометрическое расстояние

между проводами



Рис.1.3.5


Данные линии

таблица 1.3.4

Участок

длина,

км

провод

R0

Ом/км

d,

мм

X0

Ом/км

b0

см/км

R,

Ом

X

Ом

B

См/км

Q,

Мвар

А-3

25

АС-240/32

0,118

21,6

0,426

2,95

10,65

1,6

(Л-4, табл. П-1-3, П-1-2, П-1-4)




























































Производим расчёт мощностей в режиме максимальных нагрузок

для участка А-3




Схема баланса мощности участка А-3




Рис.1.3.6






































































Производим предварительное распределение мощности в сети

Рис.1.3.7


Проверка


Определяем токи по участкам:


























































Определяем сечение по экономической плотности тока:




Выбираем одноцепную стальную опору на 220 кВ


Находим среднегеометрическое расстояние

между проводами


Рис.1.3.8




Данные линии

таблица 1.3.5

Участок

длина,

км

провод

R0

Ом/км

d,

мм

X0

Ом/км

b0

см/км

R,

Ом

X

Ом

B

См/км

Q,

Мвар

А-1

45

АС-240/32

0,118

21,6

0,426

5,31

19,17

2,8

1-2

30

АС-240/32

0,118

21,6

0,426

3,54

12,78

1,9

В-2

55

АС-240/32

0,118

21,6

0,426

6,49

23,43

3,5

(Л-4, табл. П-1-3, П-1-2, П-1-4)




















































Производим расчёт мощностей в режиме максимальных нагрузок

Участок 1-А


Участок 1-2



Участок 2-В


Баланс мощности сети 1-го варианта

Рис.1.3.9


























































Расчет сети в максимальном режиме по 2-ому варианту

Производим предварительное распределение мощности в сети



Рис.1.3.10



Определяем токи по участкам:



Определяем сечение по экономической плотности тока:




























































Выбираем двухцепную стальную опору на 220 кВ


Находим среднегеометрическое расстояние

между проводами









Рис.1.3.11



Данные линии

таблица 1.3.6

Участок

длина

км

провод

R0

Ом/км

d,

мм

X0

Ом/км

b0

см/км

R,

Ом

X

Ом

B

См/км

Q,

Мвар

А-3

25

АС-240/32

0,118

21,6

0,426

2,95

10,65

1,6

1-2

30

2хАС-240/32

0,118

21,6

0,426

3,54

12,78

3,8

А-1

45

2хАС-240/32


0,118

21,6

0,426

5,31

19,17

5,7

(Л-4, табл. П-1-3, П-1-2, П-1-4)

















































Производим расчёт мощностей в режиме максимальных нагрузок

Участка А-3


Участок 1-2


Участок 1-А


Баланс мощности сети 2-го варианта



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-1

II

стальная

АС-240/32

21,2

1-2

II

стальная

АС-240/32

21,0

2-В

II

стальная

АС-240/32

21,0

А-3

II

стальная

АС-240/32

21,0

(Л-7 табл. § 42.2)


Определяем капитальные вложения в сооружений воздушных линий:



Определяем потери электроэнергии в линии:


=2500ч (Л-4, рис.4-3)



Стоимость потерь электроэнергии в линии:



Стоимость отчислений на амортизацию и капитальный ремонт:


см. Л-9 таб.4-2






























































Капитальные вложения в подстанции:


таблица 1.4.2

№ п/ст

I-вар

II-вар

1

520

750

2

360

240

3

240

240

Итого: х 800

К1п/ст =896000

К2 п/ст=984000

(Л-7 табл.49.3.)


Годовые эксплуатационные издержки:



Эксплуатационные расходы:



II-ой вариант

таблица 1.4.3

Участок

Район по гол.

Тип опоры

Тип провода

Цена

А-1

II

стальная

2хАС-240/32

34,4

1-2

II

стальная

2хАС-240/32

34,4

А-3

II

стальная

АС-240/32

21,0

(Л-7 табл. § 42.2)


Определяем капитальные вложения в сооружений воздушных линий:



Определяем потери электроэнергии в линии:


=2500ч (Л-4, рис.4-3)



























































Стоимость потерь электроэнергии в линии:



Стоимость отчислений на амортизацию и капитальный ремонт:


см. Л-9 табл.49.31



Капитальные вложения в подстанции



Эксплуатационные расходы:





Для дальнейшего расчета выбираем 1-ый вариант, так как он наиболее выгодный по цене.




























































1.5 Окончательный электрический расчет оптимального варианта схемы проектируемой электрической сети


Расчет сети в минимальном режиме

Подстанция №1

Рис.1.5.1



























































Подстанция №2







Рис.1.5.2





























































Подстанция №3








Рис.1.5.3
















































































































Производим расчёт мощностей в режиме минимальных нагрузок

для участка А-3




Схема баланса мощности участка А-3 в минимальном режиме



Рис.1.5.4






























































Производим предварительное распределение мощности в сети


Рис.1.5.5



Проверка






























































Производим расчёт мощностей в режиме минимальных нагрузок

Участок 1-А


Участок 1-2


Участок 2-В


Баланс мощности сети в минимальном режиме

Рис.1.5.6


























































Аварийный режим

Выход из строя источника «В»

Участок А-3



Участок 1-2


Участок 1-А


Баланс мощности сети в аварийном режиме


Рис.1.5.7




























































1.6 Определение напряжения на шинах подстанции на ВС

Максимальный режим


Umax = 230 кВ



Минимальный режим


Umin = 221 кВ





























































Аварийный режим


Uавар. = 234 кВ




Подстанция №1

Максимальный режим

































































Подстанция №1

Минимальный режим


Подстанция №1

Аварийный режим



























































Подстанция №2

Максимальный режим



Подстанция №2

Минимальный режим




Подстанция №2

Аварийный режим



Максимальный режим

Подстанция №3






























































Минимальный режим

Подстанция №3




Аварийный режим

Подстанция №3





























































Выбор способа регулирования напряжения

Подстанция №1, №2

РПН 12х1% в нейтрале ВН

таблица 1.6.1

№

Полож.

Добавленное число витков. Wp%

Добавленное число витков в отн. ед.

Ктр

п/ст №1

п/ст №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

















min

авар

max













max,авар



min


Подстанция №1

Максимальный режим

Минимальный режим

Аварийный режим

Подстанция №2

Максимальный режим

Минимальный режим

Аварийный режим




























































Подстанция № 3

таблица 1.6.2

№

полож.

Доб. W в %

Доб. W в о.е.

Коэффициент

трансформации

Режим работы

п/ст. №3

1

+12

1,12

2,052


2

+10,5

1,105

2,033


3

+9

1,09

2,014


4

+7,5

1,075

1,995


5

+6

1,06

1,976


6

+4,5

1,045

1,957


7

+3

1,03

1,938


8

+1,5

1,015

1,919


9

0

1


10

-1,5

0,985

1,881


11

-3

0,97

1,862


12

-4,5

0,955

1,843


13

-6

0,94

1,824


14

-7,5

0,925

1,805


15

-9

0,91

1,786


16

-10,5

0,895

1,767

min,авар

17

-12

0,88

1,748

max



Подстанция №3


Максимальный режим

Минимальный режим

Аварийный режим




Смотрите также файлы