Расчет электрической сети, снабжающей электроэнергией пять групп предприятий химической промышленности города Вологда. Вычисление баланса активной и реактивной мощностей, выбор конструкции и материала провода, подбор и проверка силовых трансформаторов.
Аннотация к работе
Начало развития электрических систем в нашей стране было положено планом ГОЭЛРО - планом электрификации России, идеи которого привели к созданию мощных объединенных энергетических систем, в том числе Единой энергетической системы Европейской части СССР и Объединенной энергетической системы Центральной Сибири. В настоящее время успешно решается проблема создания Единой энергетической системы России. Поэтому задача проектирования электрических систем следует рассматривать как задачу развития Единой энергетической системы России. Поэтому перспективное проектирование развития ЕЭС России должно основываться на перспективах развития отдельных энергосистем и их объединений. Развитие системообразующей сети должно осуществляться с использованием двух систем номинальных напряжений 110-220-500-1150 КВ на большей части территории России и 110-330-750 КВ в западной части ОЭС Центра и ОЭС Северо-запада.Сеть проектируется для города Челябинск. В соответствии с ПУЭ по гололедообразованию Челябинск относится ко 2-му району, где нормативная толщина стенки гололеда составляет 5 мм с повторяемостью один раз в пять лет. По ветровому давлению Воронеж относится ко 2-му району, где нормативная скорость ветра составляет 27 м/с с повторяемостью один раз в 5 лет и к району с редкой "пляской" проводов (1-й район) с повторяемостью реже 1 раза в 10 лет. Расстояние (км) по воздушной прямой между пунктами сети определяется по выражению: (1.1) где lиij - расстояние между пунктами сети, измеренное циркулем или линейкой на генплане, приведенном в задании;Зимний и летний графики нагрузок для этой отрасли представлены на рисунке 1.1: Рисунок 1.1 - Суточные графики нагрузок для черной металлургии Требуется построить годовой график нагрузки по продолжительности и найти число часов использования максимума нагрузки. Число "зимних" суток принимается равным nз=213 и число "летних" суток - nл=152. Суммарная продолжительность i-ой ступени годового графика: , (1.3) где Тіз - суммарная годовая продолжительность i-ой ступени по зимнему графику; По формулам (1.4) и (1.5) суммарные годовые продолжительности и 1-ой ступени по летнему и зимнему графикам равны: Расчет по формулам (1.3), (1.4) и (1.5) сводится в таблицу 1.2.Таблица 1.3 - Исходные значения активных нагрузок и коэффициенты мощности потребителей По заданным значениям активных нагрузок Pi и коэффициентам мощности потребителей cos?i в таблице 1.3 определяются tg?i,, заданные реактивные нагрузки - Qзi и полные нагрузки Sзi: (1.8) Для первой нагрузки по формулам (1.8), (1.9) и (1.10) определяются: Sз1= Расчет по формулам (1.8), (1.9) и (1.10) остальных нагрузок сводится в таблицу 1.4: Таблица 1.4 Определение заданных нагрузок Мощность, вырабатываемая генераторами энергосистемы: (1.14)Для выполнения электросетей в данном районе по ПУЭ /4/ принимаются воздушные линии на железобетонных опорах.Ниже приведены варианты для снабжения пяти потребителей района, расположение которых относительно источника питания - районной электростанции (РЭС), задано на рисунке 1.3. Категории потребителей представлены в таблице 1.6 в виде трех чисел, разделенных знаком /. Числа по порядку слева направо соответствуют в процентах удельному весу потребителей 1-ой, 2-ой и 3-ей категории по степени надежности электроснабжения.Для участка 0-1 по формуле (1.30): А Ориентировочные сечения по участкам сети определяются по экономической плотности тока: (1.31) Аналогично проводится расчет для остальных участков, результаты вычислений сводятся в таблицу 1.9. Результаты расчетов потерь напряжения в нормальном режиме для напряжения 110 КВ сведены в таблицу 1.14 Сеть удовлетворяет условию проверки по потери напряжения в нормальном и послеаварийном режимах при напряжении 110 КВ. б) Проверка сети для номинального напряжения 150КВ. Сеть удовлетворяет условию проверки по потери напряжения в нормальном и послеаварийном режимах при напряжении 150 КВ.Выбор числа трансформаторов на подстанциях для проектируемой сети представлен в таблице 1.33. Для напряжения U=110 КВ по таблице 1.26 // принимается ближайшая большая номинальная мощность трансформатора. Для первой подстанции выбраны два трансформатора мощностью 16 МВА каждый, тип трансформатора - ТДН-16000/110. Расчеты по всем подстанциям приведены в таблице 1.34. Для напряжения U=150 КВ по таблице 1.27 // также выбираются трансформаторы по ориентировочным мощностям.В связи с конструктивными недостатками схем на отделителях и короткозамыкателях и отрицательным воздействием их работы при коротких замыканиях на оборудование и потребителей, данные схемы электрических соединений построены с использованием выключателей. Радиально-магистральный вариант сети 110 КВРасчет потерь мощности в трансформаторах 110 КВ По формуле (2.2): Расчеты по остальным подстанциям сведены в таблицу 2.1. По формуле (2.1): По формуле (2.2): Расчеты по остальным подстанциям сведены в таблицу 2.2.По формуле (2.3): Расчеты по остальным участкам сети сведены таблицу 2.3. По формуле (2.8): Величина удел
План
Содержание
Введение
1. Предварительный расчет электрической сети
1.1 Краткая характеристика электроснабжаемого района
1.2 Построение годового графика нагрузки по продолжительности
1.3 Баланс активной и реактивной мощности
1.4 Выбор конструкции сети и материала проводов
1.5 Формирование вариантов схем электрической сети
1.6 Предварительный расчет выбранных вариантов
1.7 Выбор числа и мощности силовых трансформаторов
1.8 Проверка трансформаторов на перегрузочную способность по ГОСТ 14209-85
1.8.1 Проверка трансформаторов на систематическую перегрузку
1.8.2 Проверка трансформаторов на аварийную перегрузку
1.9 Формирование схем электрических соединений вариантов сети
2. Технико-экономическое сравнение вариантов сети
2.1 Расчет потерь мощности в элементах сети
2.2 Расчет радиально-магистрального варианта сети 110 КВ
2.3 Расчет радиально-магистрального варианта сети 150 КВ
2.4 Расчет смешанного варианта 110 КВ
2.5 Расчет смешанного варианта 150 КВ
2.6 Выбор рационального варианта сети
3 Электрический расчет основных режимов работы
3.1 Формирование схемы замещения сети и определение ее параметров
3.2 Расчет зарядных мощностей ЛЭП
3.3 Выбор режима нейтрали сети
3.4 Определение расчетных нагрузок в режимах: максимальных нагрузок, минимальных нагрузок, послеаварийном
3.5 Электрический расчет режима сети в режимах: максимальных нагрузок; минимальных нагрузок; послеаварийном
3.6 Определение напряжения на стороне низшего напряжения подстанций и выбор регулировочных ответвлений трансформаторов
4. Проверочный баланс реактивной мощности. Расчет мощности компенсирующих устройств
Заключение
Список используемых источников
Графическая часть
Введение
Начало развития электрических систем в нашей стране было положено планом ГОЭЛРО - планом электрификации России, идеи которого привели к созданию мощных объединенных энергетических систем, в том числе Единой энергетической системы Европейской части СССР и Объединенной энергетической системы Центральной Сибири.
В настоящее время успешно решается проблема создания Единой энергетической системы России. Поэтому задача проектирования электрических систем следует рассматривать как задачу развития Единой энергетической системы России.
При проектировании электрической системы очень важно учитывать специфику административных и экономических районов. Поэтому перспективное проектирование развития ЕЭС России должно основываться на перспективах развития отдельных энергосистем и их объединений.
Системообразующая сеть ЕЭС России сформирована электрическими сетями напряжения 220-1150 КВ от Байкала до Калининграда, общей протяженностью более 148 тыс. км.
Наличие протяженной единой энергетической системы позволяет использовать максимумов нагрузки по часовым поясам суммарным эффектом до 8 млн.КВТ.
Развитие системообразующей сети должно осуществляться с использованием двух систем номинальных напряжений 110-220-500-1150 КВ на большей части территории России и 110-330-750 КВ в западной части ОЭС Центра и ОЭС Северо-запада.
В период до 2010г. на большей части Европейской территории России, включая Северный Кавказ, в Сибири и на Дальнем Востоке станет развиваться сложная многокольцевая сеть напряжением 500 КВ. В западных районах для выдачи мощности АЭС заканчивается формирование линий 750 КВ.
В 2010 году в энергосистемах России напряжением 110 КВ и выше эксплуатировалось около 440 тыс. км ВЛ и почти 530 млн. КВА общей трансформаторной мощности.
Создание мощных энергосистем обусловлено технико-экономическими преимуществами. С увеличением их мощности появляется возможность создания крупных электрических станций с более экономичными агрегатами, повышается надежность электроснабжения потребителей, увеличивается возможность более полного и рационального использования оборудования.
Формирование электрических систем осуществляется с помощью электрических сетей, которые выполняют функцию передачи энергии и электроснабжения потребителей. С учетом функций электрических сетей ведется их проектирование как части электрической системы.