Курсовая работа (т): Проектирование электрической сети

Проектирование электрической сети

СОДЕРЖАНИЕ

ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ НА ПРОЕКТИРОВАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

ГЛАВА I ПОСТРОЕНИЕ СХЕМ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ СЕТИ

ГЛАВА II ПРОЕКТИРОВАНИЕ РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ СЕТИ

.1 Предварительный выбор числа и мощности трансформаторов

.2 Выбор сечений линий электропередач для различных вариантов схемы развития сети

.3 Экономическое сравнение вариантов электрической сети

ГЛАВА III АНАЛИЗ НОРМАЛЬНОГО И ПОСЛЕАВАРИЙНОГО РЕЖИМОВ И РЕГУЛИРОВАНИЕ ПАРАМЕТРОВ КАЧЕСТВА ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ

.1 Исследование установившихся режимов

.2 Исследование аварийных и послеаварийных режимов

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

ПРИЛОЖЕНИЯ

ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ НА ПРОЕКТИРОВАНИЕ

Исходные данные для проектирования электроэнергетической сети показаны в таблице 1.1.

cоs =0,9

=115 кВ

Определено 5 вариантов развития сети для схемы района, представленной на рисунке 1.

ВВЕДЕНИЕ

Современная электроэнергетическая система России постоянно совершенствуется и модернизируется, при этом, появляются новые потребители электроэнергии: крупные предприятия, промышленные центры, новые города.

Для их того полноценного функционирования, требуется строительство новых электроэнергетических объектов, в частности магистральных и распределительных сетей.

ГЛАВА I. ПОСТРОЕНИЕ СХЕМ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ СЕТИ

Первый вариант:

Второй вариант:

Третий вариант:

Четвертый вариант:

Пятый вариант:

ГЛАВА II. ПРОЕКТИРОВАНИЕ РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ СЕТИ

2.1 Предварительный выбор числа и мощности трансформаторов

Используя значения исходных данных (значения активной мощности и коэффициента мощности), определяем реактивную (Q) и полную (S) мощности в узлах электроэнергетической сети по формулам:

_n=P_n*arccos ᵠ) - определение реактивной мощности;

S_n= - определение полной мощности;

электрический сеть трансформатор аварийный

Расчет реактивной мощности:

₂= P₂*tg (arccos ᵠ) = 30*0,48=14,4 МВар;₅= P₅*tg (arccos ᵠ) =20*0,48=9,6 МВар;₆= P₆*tg (arccos ᵠ) =10*0,48=4,8 МВар;₇= P₇*tg (arccos ᵠ) =45*0,48=23,04 МВар;

Расчет полной мощности в узлах :

S₂==33, 27 МВА;₅==22, 18 МВА;₆==11, 09 МВА;₇==50, 55 МВА;

Определяем номинальные мощности трансформаторов в узлах сети по следующей формуле:

≥;

 - полная номинальная мощность трансформатора

 - полная номинальная мощность в каждом узле

== 23, 76 МВА;

== 15, 84 МВА;

== 7, 92 МВА;

== 36, 11 МВА;

Из таблицы 1.4.2. выбираем марку трансформатора по номинальной мощности в каждом из узлов, по расчету, приведенному выше:

Для узла 2и 5 :

xТРДН 25000/ 110

Для узла 6 :

xТДН 10000/ 110

Для узла 7 :

xТД 40000/ 110

Параметры выбранных трансформаторов, рассчитываются по формулам:

 - эквивалентное активное сопротивление трансформатора;

 - эквивалентное реактивное сопротивление трансформатора;

Расчет эквивалентного активного и реактивного сопротивления трансформатора для 2-го и 5- го узлов 2xТРДН 25000/ 110 :

Расчет эквивалентного активного и реактивного сопротивления трансформатора для 6-го узла 2xТДН 10000/ 110 :

Расчет эквивалентного активного и реактивного сопротивления трансформатора для 7-го узла 2xТД 40000/ 110 :

Потери в выбранных трансформаторах рассчитываются по формулам:

∆=;

∆ - продольные потери в трансформаторе;

∆;

Расчет потерь для 2-го узла 2xТРДН 25000/ 110 :

∆=0,027*2=0,054 [МВт]

 =175*2=0,350 [МВар]

∆= = *=(0,116+j2,56) [МВА]

∆=0,116 [МВт]

∆=2,56 [МВар];

Расчет потерь для 5-го узла 2xТРДН 25000/ 110 :

∆=0,027*2=0,054 [МВт]

 =175*2=0,350 [МВар]

∆= = *=(0,051+j1,14) [МВА]

∆=0,051 [МВт]

∆=1,137 [МВар];

Расчет потерь для 6-го узла 2xТДН 10000/ 110 :

∆=0,014*2=0,028 [МВт]

 =0,070*2=0,140 [МВар]

∆= = *=(0,041+j0,708) [МВА]

∆=0,041 [МВт]

∆=0,708 [МВар];

Расчет потерь для 7-го узла 2xТД 40000/ 110 :

∆=0,050*2=0,1 [МВт]

 =0,260*2=0,52 [МВар]

∆= = *=(0,153+j4,055)

[МВА]

∆=0,041 [МВт]

∆=0,708 [МВар];

Определение типа и мощности трансформаторов в узлах показана в таблице 2.1.1 «Выбор числа и мощности трансформаторов».

Таблица 2.1.1 «Выбор числа и мощности трансформаторов»

Расчет приведенной нагрузочной мощности определяется формулами:

∆

∆

30+0,116+0,054=30,17 [МВт]

20+0,051+0,054=20,105 [МВт]

10+0,041+0,028=10,069 [МВт]

45+0,153+0,1=45,25 [МВт]

14,4+2,56+0,350=17,31 [МВар]

9,6+1,137+0,350=11,087 [МВар]

4,8+0,708+0,140=5,648 [МВар]

23,04+4,055+0,520=27,615 [МВар]

Максимальные нагрузочные и расчетные токи рассчитываются по формулам:

=

=, где

 =34,78 [МВА]

=  [МВА]

 = 11,52 [МВА]

 =53,01 [МВА]

= = 0,18 кА

= = 0,12 кА

= = 0,06 кА

= = 0,3 кА

=1*1,05*0,18= 0,189 кА

=1*1,05*0,12= 0,126 кА

= 1*1,05*0,06= 0,063 кА

= 1*1,05*0,3= 0,315 кА

Полученные расчеты нагрузочных и расчетных токов заносим в таблицу 2.1.2 «Расчетные мощности и токи нагрузочных узлов».

Таблица 2.1.2 «Расчетные мощности и токи нагрузочных узлов»