Электроэнергетика. ПРОЕКТИРОВАНИЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ ЭНЕРГОСИСТЕМ - Курсовая работа

Содержание

Задание.

Основные исходные данные.

1. Координаты источников питания и подстанций, км: РЭС – 26, 20; подстанция №1 – 46, 0; подстанция №2 – 46, 60;

подстанция №3 – 6, 70; подстанция №4 – 0, 31.

2. Наибольшие зимние активные нагрузки подстанций:

подстанция №1 – P1 = 15 МВт; подстанция №2 – P2 = 20 МВт;

подстанция №3 – P3 = 15 МВт; подстанция №4 – P4 = 20 МВт.

3. Коэффициенты мощности нагрузок:

подстанция №1 – cosφ1 = 0,75; подстанция №2 – cosφ2 = 0,95;

подстанция №3 – cosφ3 = 0,65; подстанция №4 – cosφ4 = 0,85.

4. Числа часов использования максимума нагрузки:

подстанция №1 – Tmax,1 = 7500 ч; подстанция №2 – Tmax,2 = 2000 ч;

подстанция №3 – Tmax,3 = 2000 ч; подстанция №4 – Tmax,4 = 2500 ч.

5. Процентный состав потребителей электроэнергии:

подстанция №1 – 25/35/40; подстанция №2 – 40/20/40;

подстанция №3 – 30/60/10; подстанция №4 – 40/10/50.

6. Отношение наименьших летних нагрузок к наибольшим зимним: 0,6.

Дополнительные исходные данные.

1. Напряжение на шинах РЭС в нормальном режиме максимальных нагрузок и в послеаварийном режиме равно 1,1Uном, а в режиме минимальных нагрузок – 1,05Uном, где Uном – номинальное напряжение сети.

2. Средний номинальный коэффициент мощности cosφср генераторов системы, в которую входит проектируемый район, составляет 0,85.

3. Сеть проектируется для Западной Сибири.

1. Выбор конфигурации сети

2. Предварительный расчет потокораспределения

3. Выбор номинального напряжения

4. Выбор сечений проводов ЛЭП

5. Выбор трансформаторов

6. Предварительный расчет потерь мощности и энергии и

составление баланса мощностей

7. Технико-экономический расчет

8. Точный электрический расчет

9. Определение технико-экономических показателей спроектированной сети

Введение (выдержка)

1. Выбор конфигурации сети

Согласно исходным данным, источник питания и нагрузки имеют следующие координаты, км: РЭС – 26, 20; подстанция №1 – 46, 0; подстанция №2 – 46, 60; подстанция №3 – 6, 70; подстанция №4 – 0, 31. Графическое изображение расположения подстанций и источника питания приведено на рис. 1.1.

Часть потребителей каждой подстанции относятся к I и II категориям надежности. Поэтому они должны получать энергию минимум от двух источников питания. В качестве этих источников будем рассматривать раздельно работающие секции шин РЭС. В соответствии с этим выбираем 2 варианта сети:

1. Кольцевая сеть с пятью линиями Л1, Л2, Л3, Л4, Л5 (рис. 1.2).

2. Разомкнутая сеть с четырьмя линиями Л1, Л2, Л3, Л4 (рис. 1.3). По каждой трассе прокладывается две параллельных линии (на отдельных опорах), что показано на рисунке двумя черточками. Это необходимо по требованиям надежности электроснабжения потребителей I категории при отсутствии источника ограниченной мощности.

Основная часть (выдержка)

В рассматриваемой сети возможны следующие пять ПАР: первый режим – отключение линии Л1; второй – отключение линии Л2; третий – отключение линии Л3; четвертый – отключение линии Л4; пятый – отключение линии Л5. Можно показать, что при отсутствии источника ограниченной мощности в кольцевой сети наиболее тяжелыми являются режимы, возникающие после отключения головных линий, то есть режимы №1 и №5. Это значит, что токи в линиях и потери напряжения в сети в этих режимах будут больше, чем в режимах №2, №3 и №4. В связи с этим рассчитывать потокораспределение в режимах №2, №3 и №4 при отсутствии источника ограниченной мощности нет необходимости.

Проведем предварительный расчет потокораспределения в нормальном режиме. Развернутый вид сети изображен на рис. 2.1.

Определим мощности на головных участках сети.

Заключение (выдержка)

К данным показателям относятся:

1) единовременные капиталовложения в строительство и ежегодные издержки на эксплуатацию сети;

2) потери активной мощности и энергии, выраженные в процентах от соответственно мощности и энергии, отпущенной от источников питания;

3) себестоимость передачи электроэнергии.

Поскольку в разделе 7 были учтены все составляющие затрат, и состав электрооборудования после этого не изменился, то величина капиталовложений останется прежней: К = 569,5 млн. руб.

Потери активной мощности в трансформаторах определены на этапе 6, и после этого их значения не изменялись. Потери в линиях окончательно вычислены на стадии точного электрического расчета. Для наглядности сведем эти потери в таблицу 9.1.

Литература

1. Гиршин С. С., Тевс В. В.: Проектирование электрических сетей энергосистем. Учебное пособие по дисциплине «Электроэнергетика (электрические системы и сети)». Омск: Изд-во ОмГТУ, 2008. 70 с.

2. Справочник по проектированию электрических сетей / Под ред. Д. Л. Файбисовича. – М.: НЦ ЭНАС, 2005. – 320 с.