Размещено на http://www.allbest.ru/

Министерство общего и профессионального образования

Российской Федерации

Иркутский Государственный технический университет

Пояснительная записка

к курсовому проекту

по курсам: "Системы внешнего электроснабжения и производство электроэнергии"

Выполнил: студент группы ЭП-95-1

Сапрыкин Д.Р.

Принял: Старостина Э.Б.

Иркутск - 1999

Содержание

• 1. Предварительный расчет
• 2. Баланс реактивной мощности
• 3. Расчет первого варианта схемы соединения нагрузки
• 4. Расчет второго варианта схемы соединения нагрузки
• 5. Расчет третьего варианта схемы соединения нагрузки
• 6. Технико-экономическое сравнение вариантов
• 7. Сопротивления трансформаторов
• 8. Расчет уровней напряжения в узлах, ведя вычисления с начала сети (РЭС) к ее концу
• 9. Регулирование напряжения
• 10. Расчет токов короткого замыкания
• 11. Выбор оборудования в РУ низкого напряжения подстанции
• 12. Технико-экономический расчет
• Список используемой литературы

1. Предварительный расчет

Напряжение сети

.

2. Баланс реактивной мощности

Суммарная реактивная требуемая мощность генераторов

.

.

Потери активной мощности от генераторов до шин

.

Суммарная активная требуемая мощность генераторов

.

Суммарная вырабатываемая реактивная мощность

Для U_ном=110кВ Q_c?=?Q_л?.

.

Сумма реактивной мощности нагрузки

.

.

Суммарная потребляемая реактивная мощность

.

Потери реактивной мощности в трансформаторах = 10 % от мощности

.

Суммарная реактивная мощность компенсирующих устройств

.

.

.

Компенсируемая реактивная мощность в узлах

.

.

.

.

.

.

.

Находим нагрузки каждого узла

.

.

.

.

.

3. Расчет первого варианта схемы соединения нагрузки

Размещено на http://www.allbest.ru/

Расстояние между узлами сети

От РЭС до подстанции 1=150км.

От подстанции 1 до 3=96км.

От подстанции 3 до 5=75км.

От РЭС до подстанции 2=165км.

От подстанции 2до 4=75км.

От подстанции 4 до 5=60км.

От подстанции 3 до 4=96км.

Находим мощности на участках

.

.

.

.

.

Выбираем номинальное напряжение на участках

принимаем U_НОМ=220.

принимаем U_НОМ=110.

принимаем U_НОМ=110.

принимаем U_НОМ=220.

принимаем U_НОМ=110.

Находим ток для каждого участка

.

.

.

.

.

.

Выбор сечения по значению j_эк

j_эк=1,3А/мм ², Т_нб=6400ч.

.

.

.

.

.

.

Выбор сечения и расчет активного и индуктивного сопротивления линии

,

Участок	Сечение	r0, Ом/км	R, Ом	х 0, Ом/км	Х, Ом
Р-1 1-3 3-5 Р-2 2-4	АС-240 АС-95 АС-70 АС-240 АС-70	0,124 0,306 0,428 0,124 0,428	9,3 14,69 32,1 10,23 16,05	0,405 0,434 0,444 0,405 0,444	30,38 20,83 33 33,4 16,65

Потери напряжения

.

.

.

.

.

.

.

.

.

.

.

.

.

, ,

при , .

,

4. Расчет второго варианта схемы соединения нагрузки

Размещено на http://www.allbest.ru/

Расстояние между узлами сети

От РЭС до подстанции 1=150км.

От подстанции 1 до 3=96км.

От подстанции 3 до 5=75км.

От РЭС до подстанции 2=165км.

От подстанции 2до 4=75км.

От подстанции 4 до 5=60км.

От подстанции 3 до 4=96км.

Находим мощности на участках

.

.

.

.

Выбираем Номинальное напряжение на участках

.

.

.

.

.

принимаем U_НОМ=110кВ.

Находим ток для каждого участка

.

.

.

.

.

Выбор сечения по значению j_эк

j_эк=1,3А/мм ², Т_нб=7300ч.

.

.

.

.

.

.

Выбор сечения и расчет активного и индуктивного сопротивления линии

,

Участок	Сечение	r0, Ом/км	R, Ом	х 0, Ом/км	Х, Ом
Р-1 1-3 4-5 Р-2 2-4	АС-240 АС-70 АС-70 АС-240 АС-95	0,124 0,428 0,428 0,124 0,306	9,3 20,5 12,84 10,32 11,48	0,405 0,444 0,444 0,405 0,434	30,38 21,31 13,32 33,4 16,28

Потери напряжения

.

.

.

.

.

.

.

.

.

.

.

.

.

, ,

при , .

,

5. Расчет третьего варианта схемы соединения нагрузки

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Расстояние между узлами сети

От РЭС до подстанции 1=150км.

От подстанции 1 до 3=96км.

От подстанции 3 до 5=75км.

От РЭС до подстанции 2=165км.

От подстанции 2до 4=75км.

От подстанции 4 до 5=60км.

От подстанции 3 до 4=96км.

Находим нагрузки на участках

.

.

.

.

Выбираем номинальное напряжение на участках

.

.

.

.

.

.

принимаем U_НОМ=110кВ.

Находим ток на каждом участке

.

.

.

.

.

.

.

Выбор сечения по значению j_эк

j_эк=1,3А/мм ², Т_нб=6400ч,

.

.

.

.

.

.

.

Выбор сечения и расчет активного и индуктивного сопротивления линии

,

Участок	Сечение	r0, Ом/км	R, Ом	х 0, Ом/км	Х, Ом
Р-1 1-3 3-5 4-3 2-4 Р-2	АС-240 АС-120 АС-70 АС-70 АС-120 АС-240	0,124 0,249 0,428 0,428 0,249 0,124	18,6 23,9 32,1 41,09 18,68 20,46	0,405 0,427 0,444 0,444 0,427 0,405	60,75 40,99 33,3 42,62 32,03 66,83

Потери напряжения

.

.

.

.

.

.

.

.

. мощность сопротивление напряжение трансформатор

.

.

Данная схема не проходит по потерям напряжения в аварийном режиме, поэтому мы исключаем ее из дальнейших расчетов.

В дальнейшем, чтобы окончательно выбрать конфигурацию, необходимо провести технико-экономический расчет и сравнить оставшиеся два варианта схем.

6. Технико-экономическое сравнение вариантов

Вариант первый. Определим потери на участках

.

.

.

.

.

.

.

Определим величину времени максимальных потерь

.

Потери электроэнергии в течении года

.

Таблица. Стоимость сооружений ВЛ

Участок	Кол-во цепей	Вид опоры	Марка провода	Длина, км	Напряжение, кВ	Стоимость 1 км	Полная стоимость
Р-1 1-3 3-5 Р-2 2-4	2 2 1 2 2	сталь сталь сталь сталь сталь	АС-240 АС-95 АС-70 АС-240 АС-70	150 96 75 165 75	220 110 110 220 110	34,4 22,1 21,6 34,4 21,6	5160 2121,6 1620 5676 1620

Капитальные затраты на сооружение ЛЭП

Капитальные затраты на оборудование ЛЭП

.

Число и стоимость выключателей и трансформаторов в обеих схемах одинаковы.

Выбираем трансформаторы. Находим необходимую мощность

.

.

.

.

.

.

№	Тип трансформатора	Uобмотки	ДРххкВт	ДРКЗ, кВт	UК, %	Iхх, %	цена
		ВН	НН	СН		вн-сн	вн-нн	сн-нн
1 2 3 4 5	АТДЦТН-63000/220/110 АТДЦТН-63000/220/110 ТДН-16000/110 ТДН-16000/110 ТДН-10000/110	230 230 115 115 115	11 11 11 11 11	121 121	37 37 18 18 14	200 200 85 85 58	200 200 85 85 58	200 200 85 85 58	35 35 10,5 10,5 10,5	0,45 0,45 0,7 0,7 0,9	159 159 48 48 40

Полные капиталовложения

К_?=К_ЛЭП =16197,6 т.р.

Ежегодные издержки на эксплуатацию сети

И=И_ЛЭП +ДИ.

б_Л %=2,8 %.

.

ДИ=ВДW=1,5*19481,3=292,2 т.р.

в=1,5 коп. стоимость 1кВт ч.

И=И_ЛЭП +ДИ=453,5+292,2=745,7 т.р.

Расчетные затраты

З=бК_?+И=0,12*16197,6+745,7=2689,4 т.р.

б=0,12 нормативный коэффициент срока окупаемости.

Вариант второй. Определим потери на участках

.

.

.

.

.

.

.

Определим величину времени максимальных потерь

.

Потери электроэнергии в течении года

.

Таблица. Стоимость сооружений ВЛ

Участок	Кол-во цепей	Вид опоры	Марка провода	Длина, км	Напряжение, кВ	Стоимость 1 км	Полная стоимость
Р-1 1-3 Р-2 2-4 4-5	2 2 2 2 1	сталь сталь сталь сталь сталь	АС-240 АС-70 АС-240 АС-95 АС-70	150 96 165 75 60	220 110 220 110 110	34,4 21,6 34,4 22,1 21,6	5160 2073,6 5676 1657,5 1296

Капитальные затраты на сооружение ЛЭП

Капитальные затраты на оборудование ЛЭП

.

Кап. затраты на выключатели и трансформаторы не учитываем т.к. в обоих вариантах их количество и стоимость равные.

Выбираем трансформаторы. Находим необходимую мощность

.

.

.

.

.

.

Полные капиталовложения

К_?=К_ЛЭП =15863,1 т.р.

Ежегодные издержки на эксплуатацию сети

б_Л %=2,8 %.

ДИ=вДW=1,5*18100,7=271,5 т.р.

в=1,5 коп. стоимость 1кВт ч.

Ежегодные издержки на эксплуатацию сети

И=И_ЛЭП +ДИ=444,17+271,5=715,7 т.р.

Расчетные затраты

З=бК_?+И=0,12*15863,1+715,7=2619,3 т.р.

б=0,12 нормативный коэффициент срока окупаемости.

Сравнивая два варианта приходим к выводу, что затраты для второго варианта схемы меньше чем для первого, поэтому для дальнейшего расчета выгоднее взять второй вариант схемы.

Уточненный баланс реактивной мощности. Потери реактивной мощности на участках ЛЭП

.

.

.

.

.

.

.

Зарядная мощность линии

, .

.

.

.

.

.

.

Расчет потерь в стали и меди трансформаторов

.

.

.

.

.

.

.

.

.

.

.

.

.

.

.

.

.

.

.

.

.

.

.

.

.

.

.

.

.

.

.

.

.

.

.

.

.

.

.

.

.

.

.

.

.

.

.

.

.

.

.

.

.

.

.

.

7. Сопротивления трансформаторов

.

.

.

.

.

.

.

.

.

.

.

.

(-4,21).

.

.

(-4,21).

.

.

.

.

8. Расчет уровней напряжения в узлах, ведя вычисления с начала сети (РЭС) к ее концу

.

.

.

.

.

.

.

.

.

.

.

.

.

.

.

.

.

.

.

.

.

.

.

.

.

.

.

.

.

9. Регулирование напряжения

На третьей подстанции

.

.

Желаемое напряжение ответвления

.

Число ответвлений

.

.

.

.

.

На четвертой подстанции

.

.

Желаемое напряжение ответвления

.

Число ответвлений

.

.

.

.

.

На пятой подстанции

.

.

Желаемое напряжение ответвления

.

Число ответвлений

.

.

.

.

.

10. Расчет токов короткого замыкания

Смотри приложение

.

.

.

.

.

.

.

.

.

.

Примем значение ЭДС .

.

Ударный коэффициент

.

Ударный ток

.

Ток короткого замыкания

.

где .

Термическое действие токов короткого замыкания

.

.

.

11. Выбор оборудования в РУ низкого напряжения подстанции

Выбор разъединителей:

По напряжению установки

.

.

.

По току

.

.

.

.

.

Выбираем разъединитель типа РВ-10/1000 У 3.

На электродинамическую стойкость

, , .

По термической стойкости

.

.

, .

.

Выбор выключателей

По напряжению установки

.

.

.

По длительному току

.

.

.

.

.

Ном. симметричный ток отключения

.

.

Выбираем выключатель типа ВМПЭ-10-1000-31,5 У 3.

Возможность отключения апериодической составляющей тока короткого замыкания

.

.

т.к. допускается проверка по отключающей способности

,

.

.

На электродинамическую стойкость

, , .

По термической стойкости

.

.

,

.

Выбор трансформаторов тока:

По напряжению установки

.

.

По длительному току

,

.

.

.

.

.

Выбираем измерительный трансформатор ток типа ТПОЛ-10 У 3Т 3.

Класс точности = 0,5.

По электродинамической стойкости.

, , .

.

.

По термической стойкости

.

.

.

, .

По вторичной нагрузке

.

.

.

.

Ваттметр	Д-335	1ВА
Варметр	Д-335	0,5ВА
Счетчик активной энергии	U-680	2,5ВА

.

.

принимаем q = 3 тогда r_пр=0,1.

0,1+0,16+0,1‹0,4.

Выбор трансформаторов напряжения:

По напряжению установки

.

.

.

Класс точности 0,5.

Выбираем измерительный трансформатор напряжения типа ЗНОЛ.09-10Т 2.

По вторичной нагрузке

.

.

.

название	марка	мощность 1 катушки	число катушек	Соs	Sin	число пр.	Р, Вт	q
Ваттметр Варметр Счетчик акт мощности Вольтметр	Д-335 Д-335 U-680 Э-335	1,5 1,5 2 2	2 2 2 1	1 1 0,38 1	0 0 0,925 0	1 1 1 2	3 3 4 2	- - 9,7 -

Выбранный трансформатор имеет номинальную мощность 75ВА в классе точности 0,5 необходимом для присоединения счетчиков мощностью 75ВА т.о. трансформатор будет работать в выбранном классе точности.

Выбор токопроводов и сборных шин:

.

Выбираем АС-70/11.

q=70мм ² d= 11,4 I_доп=265А r₀=5,7мм.

I_мах <I_доп.

I_мax=160,5A I_доп=2*265=530А.

Начальная критическая напряженность

.

Напряженность вокруг провода

.

Условие проверки

1,07Е?0,9Е _0.

По условию коронирования - проходит.

12. Технико-экономический расчет

Стоимость сооружений

Годовые эксплуатационные расходы

Себестоимость

Список используемой литературы

1. Неклепаев, Электрические станции и подстанции.

2. К.И. Прокопчук Л.А. Акишин. Районная электрическая сеть. Методические указания.

3. ПУЭ.

4. ГОСТ.

5. А.А. Федоров Л.Е. Старкова Учебное пособие для курсового проектирования.

Размещено на Allbest.ru