Курсовая работа

Содержание
Введение
Исходные данные
1.Выбор расчетных режимов и определение мощности потребителей подстанции
Выбор расчетных режимов питающих электрических сетей
Определение мощностей потребителей подстанции в расчетных режимах
2. Выбор количества и типа трансформаторов подстанции
2.1. Выбор количества трансформаторов
3 Определение сечения и выбор типа проводников ЛЭП
4 Составление схемы замещения электропередачи
4.1 Определение параметров схемы замещения подстанции
4.1.1 Определение активных и индуктивных сопротивлений схемы замещения для подстанции
4.1.2 Определение активных и индуктивных проводимостей схемы замещения для всех подстанций
4.2 Определение параметров схемы замещения участков ЛЭП
5 Определение мощности источника питания в расчетных режимах
5.1 Определение потерь мощности и мощности на шинах подстанции
5.2 Определение потерь мощности в ЛЭП и мощности источника
6 Определение напряжений на шинах подстанций
6.1 Определение напряжения источников питания в расчетных режимах
6.2 Определение напряжения на шинах ВН подстанций
6.3 Определение напряжения на шинах потребителей, приведенное к высокому напряжению
7 Выбор рабочих ответвлений трансформаторов подстанций
7.1 Определение действительных значений напряжений потребителей. Расчет желаемых значений напряжения на шинах потребителей
7.2 Определение рабочих ответвлений трансформаторов подстанций
7.3 Определение напряжений на шинах потребителей с учетом регулирования
8 Определение себестоимости передачи электроэнергии
Заключение
Список используемой литературы
ПРИЛОЖЕНИЕ. Схема потокораспределения мощностей электропередачи без учета регулирования

; Выполняем расчет по формулам (7.1-7.7) для всех режимов, результаты заносим в таблицу 7.1Таблица 7.1. Действительные и желаемые напряжения на шинах потребителя подстанций в расчетных режимахОбозначениеРежим максимальных нагрузокПослеаварийный режимРежим минимальных нагрузок42,14537,64441,9611,6910,55211,6436,75353510,510107.2 Определение рабочих ответвлений трансформаторов подстанцийКоличество отпаек, на которое должны переключить РПН от основной отпайки, чтобы выполнялся принцип встречного регулирования для расчетных режимов:- для потребителей шин НН(7.8)- для потребителей шин СН(7.9)где α – доля напряжения при переключении с одной отпайки на соседнюю, 1,5%.Для режима наибольших нагрузок и ПАВ режима выбираем наименьшее из двух значений по модулю, для режима наименьших нагрузок – наибольшее значение.Выбираем рабочее ответвление для рассматриваемого режима(7.10)гдеNосн – номер основной рабочей отпайки, на которой коэффициент трансформации равен номинальному.Трансформатор ТДТН-40000/150 имеет ±8 ответвлений РПН по 1,5% регулирования на каждом (Nосн=9).7.3 Определение напряжений на шинах потребителей с учетом регулированияНапряжение на шинах НН и СН в кВ потребителя на выбранной отпайке определяется по формулам:(7.11)(7.12)Результаты расчетов сводим в таблицу 7.2.Таблица 7.2ОбозначениеРежим максимальных нагрузокПослеаварийный режимРежим минимальных нагрузокUжсн36,753535Uжнн10,51010nотп. cн9,3412,0594,579nотп. нн7,249,9463,349n отп795Np161814Uрсн38,1436,97335,018Uрнн10,5810,2569,816По расчетным значениям напряжения видим, что с помощью встречного регулирования напряжение на выходах обмоток СН и НН настраивается во всех режимах.8 Определение себестоимости передачи электроэнергииДля определения себестоимости передачи электроэнергии необходимо найти издержки производства, обусловленные амортизацией и обслуживанием оборудования подстанций и ЛЭП и стоимостью потерь электроэнергии ЛЭП(8.1)Издержки на амортизацию и обслуживание оборудования определяются величиной капитальных вложений и специально установленными нормативами для каждого вида оборудования:(8.2)(8.3)где рам – доля амортизационных отчислений на оборудование электрической сети, %; роб – доля на обслуживание, текущий ремонт и эксплуатацию оборудования, %; К – капитальные затраты на оборудование сети тыс.руб.ДляЛЭП – 150 кВ Рам=2,4%, Роб=0,4%, для оборудования подстанции 150 кВ Рам=6,4%, Роб=3,0%.Капитальные затраты находим по укрупненным показателям стоимости сооружения электроэнергетических объектов.Стоимость сооружения ЛЭП определяем по формуле:(8.4)где к0 – стоимость сооружения 1 км ЛЭП, тыс.руб/км; Кпр – стоимость сооружения просеки для ЛЭП, тыс.руб./км; Кпов – коэффициент, учитывающий изменение текущих цен к ценам 1990 года. Принимаем Кпов=85.Стоимость сооружения 1 км двухцепной ЛЭП на железобетонных опорах с проводами АС-120/19 – 25,4 тыс. руб./км, стоимость 1 км просеки под ЛЭП – 150 кВ – 1,3 тыс. руб./км.Стоимость потерь электроэнергии складывается из стоимости потерь электроэнергии в ЛЭП и трансформаторах подстанции (8.5)гдеb – стоимость 1 кВт*ч энергии, руб/кВТ*ч; WЛЭП,Wп/ст – потери активной энергии соответственно в ЛЭП и трансформаторах подстанции сети, МВт*ч.Для определения потерь электроэнергии будем использовать метод по времени максимальных потерь.Потери энергии в ЛЭП равны МВт*ч (8.6)где – суммарные потери на участках ЛЭП-150 в режиме наибольших нагрузок, МВт; – время максимальных потерь для ЛЭП, час/год.Суммарные потери на участках ЛЭП-150 в режиме наибольших нагрузок определим из раздела 5, МВт (8.7)Время максимальных потерь ЛЭП, час/год (8.8)Потери энергии в трансформаторах каждой подстанции состоят из потерь в обмотках (переменные) и потерь в магнитной системе (постоянные), МВт*ч/год(8.9)Постоянные потери определяем исходя из потерь мощности в активной проводимости поперечной ветви схемы замещения, см. рис. 3.1 и временем работы трансформаторов под напряжением Т, МВт*ч/год(8.10)Переменные потери определяем исходя из потерь мощности в активных сопротивлениях продольных ветвей схемы замещения, см.рис. 3.1, МВт*ч/год(8.11)где – время максимальных потерь соответственно в обмотках НН, СН и ВН, час/год.Время максимальных потерь для обмотки ВН такое же как и для ЛЭП.Общие издержки равны:Себестоимость передачи электроэнергии в проектируемой сети равна, руб/кВт*ч (8.13)Что составляет 3,53 % от тарифа на электроэнергию.ЗаключениеНа основании выполненного проекта можно сделать следующие выводы:Выбраны трансформаторы для подстанции, исходя из нагрузки потребителей в режиме наибольших нагрузок.Выбрано по условию коронирования сечение провода АС-120/19.Определено потокораспределение мощностей по участкам сети, найдены потери мощности в трансформаторах и на участках ЛЭП.Рассчитаны значения напряжения на шинах потребителей в расчетных режимах, выбраны рабочие ответвления устройства РПН. В сети 150 кВ принцип встречного регулирования можно осуществить во всех режимах.Определена себестоимость передачи электроэнергии в спроектированной электрической сети, которая составляет 0,1руб/квт-ч (3,53% от тарифа).Список используемой литературыНеклепаев Б.Н.. Крючков И.П. Электрическая часть электростанций и подстанций. Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования : Учебное пособие для вузов. - 4-е изд., перераб. и доп. - М.: Энергоатомнздат, 1989. - 608 с.Пособие к курсового и дипломному проектирования для электроэнергетических специальностей вузов.: Учебное пособие для вузов. -2-е изд.. перераб. и доп. - М.: Энергоатомнздат, 1990. - 383 с.Справочник по проектированию электрических сетей - М.: Энас, 2005. - 352 с.ГОСТ 14209-97 (ст. МЭК 54-91). Руководство по нагрузке силовых масляных трансформаторов. - М: Изд-во стандартов, 2000. - 82 с.Идельчик В.И. Электрические системы. Электрические сети.: Учебное пособие для вузов. - 2-е изд., перераб. и доп. - М.: Высш. шк, 1989. - 511 с.Справочник по проектированию электроэнергетических систем / Под ред. Рокотяна С.С., Шапиро И.М.- М.: Энергоатомнздат, 1985 - 352с.Ананичева С.С., Мызин А.Л., Шелюг С.Н. Справочные материалыдля курсового и дипломного проектирования. Часть I. Электроэнергетические системы и сети. Учебное электронное текстовое издание. Екатеринбург: ГОУ ВПО УГТУ-УПИ, 2005.-52 с.Справочник по электрическим установкам высокого напряжения. - 3-е изд., перераб. и доп.- М.: Энергоатомиздат, 1989. - 768 с.Электроэнергетические системы в примерах и иллюстрациях.: Учебное пособие для вузов/ Ю. А. Астахов. В. А. Веников, В. В. Ежков и др.. Под ред. В. А. Веникова - М.: Энергоатомиздат, 1983.- 504 с.Правила устройства электроустановок (ПУЭ). - 7-е изд.- М.: Энас, 2003. - 735 с.Герасименко А. А. Передача и распределение электрической энергии: Учебное пособие/ А. А. Герасименко, Федин В. Т.- Ростов-н/Д.: Феникс; Красноярск: Издательские проекты. 2006. – 720forca.ru/spravka/spravka/osnovnye-dannye-trehobmotochnyh-transformatorov.htmlБулгаков Н. И. Группы соединения трансформаторов. Изд. 3-е, перераб. и доп. Москва, «Энергия», 1977. 80 с. с ил.ОАО «Иркутсккабель». Провода сталеалюминиевые неизолированные для воздушных линий электропередачи.irkutskkabel.ru/catalog_descriptions/provoda_stalealuminivie_as_ask_asks/stalealuminivie_neizolirovannie_as_ask_asks.htmlforca.ru/info/spravka/raschetnye-dannye-stalealyuminievyh-provodov-marok-as-ask.htmlforca.ru/info/spravka/raschetnye-dannye-vl-35-150-kv-so-stalealyuminievymi-provodami.htmlПриложение.Схема потокораспределения мощностей электропередачи без учета регулирования