Выбор схем питающих и распределительных сетей

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Министерство образования и науки Российской Федерации

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение

Высшего профессионального образования

«Магнитогорский государственный технический университет

им. Г.И.Носова»

Кафедра ЭПП

Курсовой проект

По дисциплине: «Электропитающие системы и электрические сети».

На тему: «Выбор схем питающих и распределительных сетей»

Выполнил:

студент гр. 1004

(140211) заочн.отд.

Сперинкова О.В.

(Мартюкова О.В.)

Проверил:

ассистент каф. ЭПП

Кочкинга А.В.

Магнитогорск 2012г

Введение

Главными задачами проектирования и эксплуатации современных электропитающих систем и электрических сетей являются: правильное определение электрических нагрузок, рациональная передача и распределение электроэнергии, обеспечение необходимой степени надежности электроснабжения потребителей и качества электроэнергии на зажимах электроприемников, экономия электроэнергии и других материальных ресурсов. Выполнение этих задач осуществляется входящими в состав электропитающих систем источниками активной и реактивной мощности, воздушными и кабельными ЛЭП, различными токопроводами, трансформаторами и преобразовательными подстанциями, распределительными устройствами, техническими средствами регулирования напряжения и другими устройствами для поддержания требуемого качества электроэнергии. Построение схем электрической сети предприятия в основном определяется мощностью и взаимным расположением потребителей, их требованиями к бесперебойности электроснабжения, числом, мощностью, напряжением и расположением источников питания, принятым номинальным напряжением, значением токов короткого замыкания, особенностями генплана местности, а также конструктивным выполнением и технико-экономическими характеристиками электротехнического оборудования, принятого в электрической сети. Предприятия могут получать электроэнергию от высоковольтной сети энергосистемы через одну или несколько понизительных подстанции, от своей или районной электростанции на генераторном напряжении, от электростанции и высоковольтной сети энергосистемы одновременно. В электропитающей системе промышленного предприятия обычно можно выделить систему внешнего электроснабжения, систему внутреннего электроснабжения (внецеховые сети) и внутрицеховые электрические сети.

Система внешнего электроснабжения - это сети высокого напряжения (6-330 кВ) от районных подстанции энергосистемы до главной понизительной подстанции (ГПП) предприятия или до узловой распределительной подстанции (УРП), от которых питается предприятие.

Система внутреннего электроснабжения - это сети высокого напряжения (6-110 кВ) от ГПП или УРП до цеховых трансформаторных подстанции. На крупных предприятиях применяют глубокий ввод высокого напряжения 35-110-220 кВ к центрам электрических нагрузок.

Внутрицеховые электрические сети прокладываются от цеховых трансформаторных и преобразовательных подстанции до силовых и осветительных приемников при напряжении до 1 кВ (в больших цехах также 6-10 кВ).

электрический сеть нагрузка трансформатор

1. Исходные данные

Для заданного района выбрать экономически целесообразный вариант электрической сети и произвести расчет его в режиме наибольших и наименьших нагрузок, а также в аварийных режимах.

Электроснабжение района осуществляется электростанцией, расположенной в пункте А. На электростанции предполагается установка не менее двух турбогенераторов.

Во всех пунктах сети, кроме 1 и 2, имеются потребители первой, второй и третьей категории. Причем потребители третьей категории составляют 18% общей нагрузки этих пунктов. Во 1 и 2 пунктах потребителей первой категории нет, а потребители третьей категории составляют 15% от всей нагрузки.

Активные мощности в режиме наибольших нагрузок составляют:

Пункт	1	2	3	4	5
Р, МВт	40	45	50	55	60
cosц	0,8	0,72	0,8	0,75	0,6

С шин высшего напряжения понизительной подстанции пункта 1 осуществляется транзит активной мощности в режиме наибольших нагрузок 30 МВт при cosц = 0,8.

Напряжение на шинах ВН электростанции в режиме наибольших нагрузок выше номинального напряжения сети на 5%, а в режиме наименьших нагрузок и в аварийном режиме равно номинальному.

На всех понизительных подстанциях должно быть обеспечено встречное регулирование напряжения.

Связь с энергосистемой осуществляется через сборные шины электростанции. Вторичное напряжение на всех понизительных подстанциях принято 10 кВ.

Стоимость 1 кВт•ч потерянной электроэнергии составляет 1,53 руб/кВт•ч, коэффициент инфляции - 38.

Взаимное расположение электростанции и пунктов нагрузок представлено в масштабе (М: 1 см=20 км) на плане (рис. 1.1).

Количество часов использования наибольшей нагрузки достигает

Сеть сооружается в третьем районе климатических условий по гололеду и в третьем районе по ветру. Характерные значения температуры окружающего воздуха: наибольшая - , наименьшая - , среднегодовая - .

Рис. 1.1 План промышленного района

2. Выбор ориентировочных значений номинального напряжения электрической сети

Наивыгоднейшее напряжение может быть предварительно определено по эмпирической формуле предложенной Г.И. Илларионовым:

Длины линий участков сети рассчитываются исходя из плана промышленного района (рис. 1.1) с учетом масштаба:

3. Выбор вариантов конфигурации сети

Учитывая взаимное расположение электростанции А и пунктов нагрузок, принимаем две возможных варианта конфигурации сети (рис. 1.2- 1.3)

Намеченные графы электрических сетей не вступают в противоречие с требованиями необходимой надежности электроснабжения, нормируемого качества напряжения, возможности их построения из унифицированных элементов, последующего развития без коренных изменений. В них маловероятны незагруженные протяженные участки сети, используемые только в послеаварийном режиме.

4. Выбор трансформаторов для подстанций

Определим полные мощности нагрузок на сборных шинах напряжением 10 кВ подстанций:

верно,

верно.

Аналогично для других подстанций:

,

верно,

выбранный трансформатор не проходит по условиям аварийной перегрузки

Во 2 пункте - 15% третей категории от всей нагрузки.

верно,

,

верно,

выбранный трансформатор не проходит по условиям аварийной перегрузки

В 3 пункте - 18% третей категории от всей нагрузки.

верно,

,

верно,

верно,

,

верно,

выбранный трансформатор не проходит по условиям аварийной перегрузки

В 5 пункте - 18% третей категории от всей нагрузки.

верно,

, .

Выбранный трансформатор проходит по нормальной и послеаварийной загрузке.

Номинальные параметры выбранных трансформаторов на напряжение 220 кВ приведены в таблице 4.1., на напряжение 110 кВ в таблице 1.1.

Таблица 1.1 Номинальные параметры трансформаторов 220 кВ

Пункт	Марка трансформатора	Uвн кВ	Uнн кВ	ДРхх кВт	ДРкз кВт	Uк %	Iх %	Кз	Sрасч МВА
1	2ЧТРДН-32000/220	230	11	45	150	11,5	0,65	0,63	50
2	2ЧТРДН-40000/220	230	11	50	170	11,5	0,6	0,78	62,5
3	2ЧТРДН-40000/220	230	11	50	170	11,5	0,6	0,78	62,5
4	2ЧТРДН-63000/220	230	11	70	265	11,5	0,5	0,58	73,3
5	2ЧТРДН-63000/220	230	11	70	265	11,5	0,5	0,79	100

Таблица 1.2 Номинальные параметры трансформаторов 110 кВ

Пункт	Марка трансформатора	Uвн кВ	Uнн кВ	ДРхх кВт	ДРкз кВт	Uк %	Iх %	Кз	Sрасч МВА
1	2ЧТРДН-40000/110	115	10,5	25	120	10,5	0,65	0,63	50
2	2ЧТРДН-40000/110	115	10,5	25	120	10,5	0,65	0,78	62,5
3	2ЧТРДН-40000/110	115	10,5	25	120	10,5	0,65	0,78	62,5
4	2ЧТРДН-63000/110	115	10,5	50	245	10,5	0,5	0,58	73,3
5	2ЧТРДН-63000/110	115	10,5	50	245	10,5	0,5	0,79	100

5. Определение технико-экономических показателей электрической сети

5.1 Радиально-магистральная сеть напряжением 220 кВ

Рассчитаем токи в линиях, протекающие от подстанций к электростанции. Предположим равное распределение электрических нагрузок между отдельными цепями многоцепных линий электропередачи, т.о. при выборе двухцепных линий электропередачи ток в каждой из них будет определяться следующим образом.

Участок 1-2:

При jэк=1,1 А/мм2 расчетные сечения проводов равны:

На участке 1-2 выбираем двухцепную линию на стальных опорах с проводами АС-240Ч32.

Выбор линий электропередачи на других участках осуществляется по такому же принципу.

На участке А1 выбираем двухцепную линию на стальных опорах с проводами АС-240Ч32.

На участке А3 выбираем двухцепную линию на стальных опорах с проводами АС-240Ч32.

На участке 45 выбираем двухцепную линию на стальных опорах с проводами АС-240Ч32.

На участке А4 выбираем двухцепную линию на стальных опорах с проводами АС-240Ч32.

Таблица 1.3 Технико-экономические характеристики проводов

Участок	Марка	, А	, Ом/км	, Ом/км	, См	, МВАр
1-2, А-1, А-3, 4-5, А-4	2ЧАС- 240Ч32	605	0,12	0,435	2,6	0,139

Уточненный расчет потокораспределения.

Участок А-1-2:

Участок 1-2:

Зарядная мощность линии:

Мощность в конце линии:

Потери мощности в линии:

Мощность в начале линии:

Мощность, вытекающая с шин электростанции:

Участок А-1

Участок А-3



Участок А-4-5:

Участок 4-5



Участок А-4



Суммарная мощность, вытекающая с шин высшего напряжения электростанции в линии:

Принимаем к установке на электростанции 3 турбогенератора ТВФ-100-2 номинальной мощностью 100 МВт и при номинальном коэффициенте мощности cosц=0,8. При этом полная мощность генератора равна:

Для работы по блочной схеме «генератор - трансформатор» выбираем 3 повысительных трансформатора ТДЦ-125000/110 со следующими технико-экономическими характеристиками:

Uвн =242кВ; Uнн =10,5кВ; ДРхх =120кВт; ДРкз=380кВт; Uк=11%; Iх=0,55%.

Потери мощности в трансформаторах электростанции:

Мощность, требуемая для электрической сети с шин генераторного напряжения 10 кВ электростанции:

Реактивная мощность, которую могут выдавать в сеть генераторы электростанции:

Дефицит реактивной мощности в сети составляет:

Принципиальная схема радиально-магистральной сети напряжением 220 кВ. Открытое распределительное устройство пунктов 2,3,4,5 выполнено по схеме блок линия - трансформатор, т.к. имеется только 8 присоединения (две линии и два трансформатора). В пунктах 1 имеющих 8 присоединений, применяется схема двойной системой шин. В распределительных устройствах низшего напряжения (10 кВ) всех пунктов применяется схема с двумя одинарны- ми секционированными системами шин. На стороне 220 кВ электростанции принята схема с двойной системой шин.

Определим технико-экономические показатели варианта, рассмотренной сети, по укрупненным показателям.

Капитальные вложения в электрическую сеть определяются в соответствии с принципиальной схемой по укрупненным показателям стоимости по справочнику.

Капитальные вложения в линию определяются:

Капитальные вложения в трансформаторы подстанций:

Капитальные вложения в ячейки РУ ВН и РУ НН подстанции:

Капитальные вложения в трансформаторы электростанции:

Капитальные вложения в ячейки РУ ВН электростанции:

Капитальные вложения в подстанцию составляют:

Капитальные вложения в электростанцию составляют:

Таким образом, капитальные вложения в электрическую сеть составляют:

Издержи на эксплуатацию сети определяются:



Для определения потерь электроэнергии в сети определим время наибольших потерь по упрощенной формуле:

Потери электрической энергии в ЛЭП:

Потери электрической энергии в трансформаторах определяются:

Определение потерь холостого хода трансформаторов:

Определение нагрузочных потерь в трансформаторе:



Суммарные потери электрической энергии в сети равны:

Таким образом, стоимость потерь электроэнергии в сети равна:

Определим издержки на эксплуатацию сети:

Приведенные затраты:

- нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений (для объектов электроэнергетики он принимается 0,12-0,15);

Потери активной мощности в сети равны:



Потери напряжения в линиях электропередачи определяются по выражению:

где n - это количество цепей линии электропередачи

Наибольшая потеря напряжения на участке А-4-5 определяется:

Рассчитаем расход металла:

5.2 Радиально-магистральная сеть напряжением 110 кВ

Рассчитаем токи в линиях, протекающие от подстанций к электростанции. Предположим равное распределение электрических нагрузок между отдельными цепями многоцепных линий электропередачи, т.о. при выборе двухцепных линий электропередачи ток в каждой из них будет определяться следующим образом.

Участок 1-2:

При jэк=1,1 А/мм2 расчетные сечения проводов равны:

На участке 1-2 выбираем двухцепную линию на стальных опорах с проводами АС-150Ч24.

Выбор линий электропередачи на других участках осуществляется по такому же принципу.

На участке А1 выбираем две двухцепную линию на стальных опорах с проводами АС-185Ч29.

На участке А3 выбираем двухцепную линию на стальных опорах с проводами АС-150Ч24.

На участке 45 выбираем двухцепную линию на стальных опорах с проводами АС-240Ч32.

На участке А4 выбираем двухцепную линию на стальных опорах с проводами АС-240Ч32.

Таблица 5.1 Технико-экономические характеристики проводов

Участок	Марка	, А	, Ом/км	, Ом/км	, См	, МВАр
1-2	2ЧАС- 150Ч24	450	0,198	0,420	2,70	0,036
А-1	2Ч2ЧАС- 185Ч29	510	0,162	0,413	2,75	0,037
А-3	2ЧАС- 150Ч24	450	0,198	0,420	2,70	0,036
4-5	2ЧАС- 240Ч32	605	0,12	0,405	2,81	0,0375
А-4	2ЧАС- 240Ч32	605	0,12	0,405	2,81	0,0375

Уточненный расчет потокораспределения.

Участок А-1-2:

Участок 1-2:

Зарядная мощность линии:

Мощность в конце линии:



Потери мощности в линии:

Мощность в начале линии:

Мощность, вытекающая с шин электростанции:

Участок А-1



Участок А-3



Участок А-4-5:

Участок 4-5



Участок А-4



Суммарная мощность, вытекающая с шин высшего напряжения электростанции в линии:



Принимаем к установке на электростанции 3 турбогенератора ТВФ-100-2 номинальной мощностью 100 МВт и при номинальном коэффициенте мощности cosц=0,8. При этом полная мощность генератора равна:

Для работы по блочной схеме «генератор - трансформатор» выбираем 3 повысительных трансформатора ТДЦ-125000/110 со следующими технико-экономическими характеристиками:

Uвн =115кВ; Uнн =10,5кВ; ДРхх =120кВт; ДРкз=400кВт; Uк=10,5%; Iх=0,55%.

Потери мощности в трансформаторах электростанции:

Мощность, требуемая для электрической сети с шин генераторного напряжения 10 кВ электростанции:



Реактивная мощность, которую могут выдавать в сеть генераторы электростанции:

Дефицит реактивной мощности в сети составляет:

Принципиальная схема радиально-магистральной сети напряжением 110 кВ. Открытое распределительное устройство пунктов 2,3,4,5 выполнено по схеме блок линия - трансформатор, т.к. имеется только 4 присоединения (две линии и два трансформатора). В пунктах 1 имеющих 10 присоединений, применяется схема двойной системой шин. В распределительных устройствах низшего напряжения (10 кВ) всех пунктов применяется схема с двумя одинарны- ми секционированными системами шин. На стороне 110 кВ электростанции принята схема с двойной системой шин.

Определим технико-экономические показатели варианта, рассмотренной сети, по укрупненным показателям.

Капитальные вложения в электрическую сеть определяются в соответствии с принципиальной схемой по укрупненным показателям стоимости по справочнику.

Капитальные вложения в линию определяются:

Капитальные вложения в трансформаторы подстанций:

Капитальные вложения в ячейки РУ ВН и РУ НН подстанции:

Капитальные вложения в трансформаторы электростанции:

Капитальные вложения в ячейки РУ ВН электростанции:

Капитальные вложения в подстанцию составляют:

Капитальные вложения в электростанцию составляют:

Таким образом, капитальные вложения в электрическую сеть составляют:

Издержи на эксплуатацию сети определяются:

Для определения потерь электроэнергии в сети определим время наибольших потерь по упрощенной формуле:

Потери электрической энергии в ЛЭП:

Потери электрической энергии в трансформаторах определяются:

Определение потерь холостого хода трансформаторов:

Определение нагрузочных потерь в трансформаторе:

Суммарные потери электрической энергии в сети равны:

Таким образом, стоимость потерь электроэнергии в сети равна:

Определим издержки на эксплуатацию сети:

Приведенные затраты:

- нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений (для объектов электроэнергетики он принимается 0,12-0,15);

Потери активной мощности в сети равны:

Потери напряжения в линиях электропередачи определяются по выражению:

где n - это количество цепей линии электропередачи

Наибольшая потеря напряжения на участке А-4-5 определяется:

Рассчитаем расход металла:

6. Уточненный расчет магистральной сети напряжением 110 кВ

6.1 Выбор и распределение в сети источников реактивной мощности

В предварительном расчете этого варианта сети определена по балансу мощностей величина дефицита реактивной мощности Qдеф=142,949 МВАр. Принимаем суммарную мощность компенсирующих устройств в электрической сети равной дефициту реактивной мощности, т.е.

где , , , , - неизвестные мощности компенсирующих устройств, которые требуется установить на понизительных подстанциях.

Выполним распределение компенсирующих устройств в сети методом неопределенных множителей Лагранжа. Условием экономической целесообразности размещения компенсирующих устройств в радиальной сети является

,

При определении потерь электроэнергии принималось одно значение ч. Тогда условие экономической целесообразности размещения компенсирующих устройств может быть записано в следующем виде:

Для того чтобы воспользоваться этим условием, приведем радиально-магистральную сеть к радиальной, используя метод эквивалентирования. С учетом возможности представления двухобмоточных трансформаторов с расщепленными обмотками низшего напряжения при одинаковой загрузке расщепленных обмоток схемой замещения обычного трансформатора расчетная схема замещения примет вид. Компенсирующие устройства подключаются к шинам вторичного напряжения понизительных подстанций. Поскольку расчетные схемы всех подстанций одинаковы, можно вести расчет только для одного трансформатора подстанции и одной цепи линии.

Величины активных сопротивлений трансформаторов приняты согласно:

, , , .

Активные сопротивления линий были определены ранее:

, , , , .

Реактивные нагрузки подстанций:

, , , , .

Дефицит реактивной мощности в электрической сети равен Qдеф=142,949 МВАр. Приведем расчетную схему радиально- магистральной сети к радиальной схеме. Для этого рассчитаем сопротивления ее лучей:

Ом

Ом

Критерием эквивалентности преобразований служит равенство потерь активной мощности в исходной и преобразованной схемах:

Откуда

Ом

Ом

Ом

Откуда

Ом

Таким образом, получим:

Ом

Ом

Составим для этой схемы систему уравнений с тремя неизвестными , , . Примем . Система уравнений имеет следующий вид:



Решая эту систему, получим:

, ,

Для определения и решаем систему уравнений, получим:

Решая эту систему, получим:

, .

Для определения и решаем систему уравнений, получим:



Решая эту систему, получим:

, .

Выбираем компенсирующие устройства для каждой из подстанций, пропорционально количеству секций напряжением 10 кВ:

пункт 1 - конденсаторная установка 20ЧУКЛ-10-1350 У3, суммарной мощностью 27 МВАр;

пункт 2 - конденсаторная установка 4ЧУК-10-1125 У3, суммарной мощностью 4,5 МВАр;

пункт 3 - конденсаторная установка 8ЧУК-10-900 У3, суммарной мощностью 7,2 МВАр;

пункт 4 - конденсаторная установка 4ЧУКЛ-10-1350 У3, суммарной мощностью 5,4 МВАр;

пункт 5 - конденсаторная установка 56ЧУКЛ-10-1350 У3, суммарной мощностью 75,6 МВАр;

С учетом компенсирующих устройств, мощности нагрузок на стороне 10 кВ подстанции составляет:

МВА; МВА

МВА; МВА

МВА; МВА

МВА; МВА

МВА; МВА

По нагрузкам на стороне 10 кВ подстанции примем к установке трансформаторы, номинальные параметры которых приведены в табл. 1.4.

Таблица 1.4 Номинальные параметры трансформаторов 110 кВ

Пункт	Марка трансформатора	Uвн кВ	Uнн кВ	ДРхх кВт	ДРкз кВт	Uк %	Iх %	Кз	Sрасч МВА
1	2ЧТРДН-25000/110	115	10,5	25	120	10,5	0,65	0,63	50
2	2ЧТРДН-40000/110	115	10,5	34	170	10,5	0,55	0,78	62,5
3	2ЧТРДН-40000/110	115	10,5	34	170	10,5	0,55	0,78	62,5
4	2ЧТРДН-63000/110	115	10,5	50	245	10,5	0,5	0,58	73,3
5	2ЧТРДН-40000/110	115	10,5	34	170	10,5	0,55	0,79	100

6.2 Расчет установившегося режима максимальных нагрузок

Выполним расчет нормального установившегося режима сети.

Расчетные потери мощности в трансформаторах подстанций и приведенные нагрузки показаны в табл. 1.5.

Таблица 1.5 Потери мощности в трансформаторах подстанций

Подстанция	Потери мощности в трансформаторах	Приведенные нагрузки под- станций
	МВт	МВАр	МВА	МВА
1	0,204	3,899		40,792
2	0,256	5,081		63,088
3	0,327	5,082		61,937
4	0,251	4,699		73,061
5	0,26	5,19		61,019

Токи в линиях:

; ;

; ;

; ;

; ;

; ;

Технико-экономические характеристики проводов приведены в табл. 1.6

Таблица 1.6 Технико-экономические характеристики проводов

Участок	Марка	, А	, Ом/км	, Ом/км	, См	, МВАр	Масса, т
1-2	2ЧАС- 150Ч24	450	0,198	0,420	2,70	0,036	475	218
А-1	2Ч2ЧАС- 185Ч29	510	0,162	0,413	2,75	0,037
А-3	2ЧАС- 150Ч24	450	0,198	0,420	2,70	0,036
4-5	2ЧАС- 185Ч29	510	0,162	0,413	2,75	0,037
А-4	2Ч2ЧАС- 185Ч29	510	0,162	0,413	2,75	0,037

Уточненный расчет потокораспределения осуществляется таким же образом, как и при расчете радиально-магистральной лини на напряжение 110 кВ. Результаты расчета приведены в табл. 1.7.

Таблица 1.7 Потоки мощности в ЛЭП 110 кВ

Участок	, МВАр	, МВА	МВА	МВА
1-2	1,728
А-1	3,552
А-3	2,16
4-5	1,628
А-4	3,256

Суммарная мощность, вытекающая с шин высшего напряжения электростанции в линии:

Принимаем к установке на электростанции 3 турбогенератора ТВФ-100-2 номинальной мощностью 100 МВт и при номинальном коэффициенте мощности cosц=0,8. При этом полная мощность генератора равна:

Для работы по блочной схеме «генератор - трансформатор» выбираем 3 повысительных трансформатора ТДЦ-125000/110 со следующими технико-экономическими характеристиками:

Uвн =115кВ; Uнн =10,5кВ; ДРхх =120кВт; ДРкз=400кВт; Uк=10,5%; Iх=0,55%.

Потери мощности в трансформаторах электростанции:



Мощность, требуемая для электрической сети с шин генераторного напряжения 10 кВ электростанции:

Реактивная мощность, которую могут выдавать в сеть генераторы электростанции:

Дефицит реактивной мощности в сети составляет:

Т.о., в режиме наибольших нагрузок имеется резерв реактивной мощности.

Определим регулировочные ответвления устройств регулирования напряжения под нагрузкой трансформаторов понизительных подстанций для обеспечения желаемых значений напряжения на вторичных обмотках. В режиме наибольших нагрузок напряжение на шинах источника питания кВ, а желаемое напряжение на стороне низшего напряжения подстанций кВ.

Расчетное значение напряжения ответвления обмотки высшего напряжения трансформатора определяется по выражению:

Для трансформаторов подстанции в пункте 1:

Пределы регулирования РПН трансформаторов напряжением 110 кВ - ±9Ч1,77%, т.о. принимаем ближайшее стандартное ответвление с номером «-1» и напряжением 115 кВ. Тогда:

Аналогичные расчеты выполним для трансформаторов подстанций в пунктах 2, 3, 4, 5. Результаты расчета сведены в табл. 1.8.

Таблица 1.8 Ответвления регулировочной обмотки трансформаторов подстанций

Подстанция	1	2	3	4	5
, кВ	5,158	2,873	3,29	4,069	1,344
, кВ	109,842	112,127	111,71	110,931	113,656
, кВ	2,22	7,084	5,922	4,957	1,835
, кВ	0,212	0,678	0,566	0,474	0,176
, кВ	112,851	110,231	111,022	111,204	117,168
Ответвление	-1	-2	-2	-2	1
, кВ	112,965	110,929	110,929	110,929	117,035
, кВ	10,489	10,343	10,507	10,526	10,512

6.3 Выбор коммутационных аппаратов электрической сети

Выбор коммутационных аппаратов осуществляется по номинальным значениям напряжения и тока.

Выберем коммутационное оборудование, установленное в блоках генератор-трансформатор, рассчитаем длительно максимальный ток по формуле:

Таким образом, на электростанции принимаем к установке элегазовые выключатели типа ВГТ-110-40/2500 У1, разъединители типа РГ-110-1000 УХЛ 1.

Выберем коммутационное оборудование в пункте 1, установленное со стороны высокого и низкого напряжений (секционный выключатель), длительно-максимальный ток.

Ток в ячейке трансформатора:

В ячейке питающей линии:

Примем ток секционного выключателя равным току питающей линии.

Ток в цепи трансформатора на низкой стороне определяется:

Ток в цепи секционного выключателя на низкой стороне определяется:

Таким образом, на высокой стороне подстанции принимаем к установке элегазовые выключатели типа ВГТ-110-40/2500 У1, разъединители типа РГ-110-1000 УХЛ 1; на низкой стороне трансформатора и в цепи секционного выключателя принимаем к установке вакуумные выключатели типа ВРС-10-31,5/1000 У2 и ВРС-10-31,5/630 У2 соответственно.

Ток для выключателей, установленных в цепи БСК, определяется по формуле:

В цепи компенсирующего устройства принимаем к установке вакуумные выключатели типа ВРС-10-31,5/630 У2.

Выбор коммутационного оборудования остальных пунктов сведен в табл. 1.9.

Таблица 1.9 Выбор коммутационного оборудования подстанций электрической сети

Пункт	1	2	3	4	5
, кВ	115	115	115	115	115
, А	175,7	281,1	281,1	442,8	281,1
, А	364	-	-	-	-
Выключатель на высокой сто- роне пунктов	ВГТ-110- 40/2500 У1	ВГТ-110- 40/2500 У1	ВГТ-110- 40/2500 У1	ВГТ-110- 40/2500 У1	ВГТ-110- 40/2500 У1
Разъединитель	РГ-110- 1000 УХЛ1	РГ-110- 1000 УХЛ1	РГ-110- 1000 УХЛ1	РГ-110- 1000 УХЛ1	РГ-110- 1000 УХЛ1
	481,1/962,2	769,8/1540	769,8/1540	1212/2425	769,8/1540
Выключатель секционный/ в цепи трансформатора	ВРС-10- 31,5/1000У2/ ВРС-10- 31,5/630 У2	ВРС-10- 31,5/1600У2/ ВРС-10- 31,5/1000 У2	ВРС-10- 31,5/1600У2/ ВРС-10- 31,5/1000 У2	ВРС-10- 31,5/2500У2/ ВРС-10- 31,5/1600 У2	ВРС-10- 31,5/1600У2/ ВРС-10- 31,5/1000 У2
, А	74,2	62	49,5	74,2	74,2
Выключатель цепи БСК	ВРС-10- 31,5/630 У2	ВРС-10- 31,5/630 У2	ВРС-10- 31,5/630 У2	ВРС-10- 31,5/630 У2	ВРС-10- 31,5/630 У2

6.4 Технико-экономические показатели принятого варианта сети

Принципиальная схема радиально-магистральной сети напряжением 110 кВ. Открытое распределительное устройство пунктов 2, 3, 4 и 5 выполнено по схеме блок линия - трансформатор, в пункте 1 с 10 присоединениями, применяется схема двойной системой шин. В распределительных устройствах низшего напряжения (10 кВ) всех пунктов применяется схема с двумя одинарными секционированными системами шин. На стороне 110 кВ электростанции принята схема с двойной системой шин.

Определим технико-экономические показатели варианта, рассмотренной сети, по укрупненным показателям.

Капитальные вложения в линию определяются:

Капитальные вложения в трансформаторы подстанций:

Капитальные вложения в ячейки РУ ВН и РУ НН подстанции:

Капитальные вложения в компенсирующие устройства:

Капитальные вложения в подстанцию составляют:

Капитальные вложения в трансформаторы электростанции:

Капитальные вложения в ячейки РУ ВН электростанции:

Капитальные вложения в электростанцию составляют:

Таким образом, капитальные вложения в электрическую сеть составляют:

Издержи на эксплуатацию сети определяются:

Для определения потерь электроэнергии в сети определим время наибольших потерь по упрощенной формуле:

Потери электрической энергии в ЛЭП:

Потери электрической энергии в трансформаторах определяются:

Определение потерь холостого хода трансформаторов:



Определение нагрузочных потерь в трансформаторе:

Суммарные потери электрической энергии в сети равны:

Таким образом, стоимость потерь электроэнергии в сети равна:

Определим издержки на эксплуатацию сети:

Приведенные затраты:

 - нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений (для объектов электроэнергетики он принимается 0,12-0,15);

Потери активной мощности в сети равны:

Потери напряжения в линиях электропередачи определяются по выражению:

где n - это количество цепей линии электропередачи

Наибольшая потеря напряжения на участке А-1-2 определяется:

Рассчитаем расход металла:

Себестоимость передачи электроэнергии:

Удельная расчетная стоимость передачи электроэнергии:

Вывод:

Электрическая сеть, для которой составлено техническое задание на проектирование, отвечает современным техническим и экономическим требованиям на передачу электроэнергии потребителям.

Список литературы

1. Справочник по проектированию электроэнергетических систем / Под. ред. С.С. Рокотяна, И.М.Шапиро. М.: Энергия, 1977.

2. Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. Электрическая часть электро-станций и подстанций. Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования. М.: Энергоатомиздат 1989.

3. Выбор схем питающих и распределительных сетей: Методические указания к курсовому проекту по дисциплине «Электропитающие системы и электрические сети» для студентов специальности 100400. Магнитогорск: МГТУ, 2011.

4. Электрические системы. Т2. Электрические сети / Под. ред. В.А. Веникова. М.: Высш. шк.: 1971.

5. Правила устройства электроустановок. С-Пб: Изд-во Деан, 2000.

Размещено на Allbest.ru