Главная Коллекция "Otherreferats" Физика и энергетика Электрооборудование питающих сетей промышленного района

Электрооборудование питающих сетей промышленного района

Особенность потребления активной мощности. Проведение исследования конфигурации электрической сети. Выбор компенсирующих устройств в проектируемой сети. Характеристика избрания трансформаторов и схем электрических соединений понижающих подстанций.

Рубрика Физика и энергетика
Вид курсовая работа
Язык русский
Дата добавления 20.06.2018
Размер файла 1,0 M

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Научно-исследовательский университет

Кафедра Электроснабжения Промышленных Предприятий.

Курсовой проект

Тема проекта: “Электрооборудование питающих сетей промышленного района”

Москва 2017 год

Исходные данные на проектирование районной сети

1. Электроснабжение промышленных потребителей электроэнергии осуществляется от подстанции «Д» энергосистемы. Географическое расположение пунктов потребления электроэнергии и подстанции системы показано на рисунке (масштаб: 1см=28 км).

2. Характеристика местности: III климатический район, Зап.Сибирь

3. Сведения о потребителях электроэнергии по пунктам даны в таблице

Наименование данных

1

2

3

4

5,6

Наибольшая зимняя активная нагрузка, МВт

20

15

25

10

5

Коэффициент мощности нагрузки, отн. ед.

0,85

0,75

0,90

0,80

0,95

Состав потребителей 1

электроэнергии по 2

категориям, % 3

15

15

10

10

5

40

45

50

50

40

45

40

40

40

55

Номинальное напряжение распределительной сети, кВ

10

6

6

10

10

4. Для всех пунктов продолжительность использования наибольшей нагрузки равна 5700 ч/год.

5. Средний номинальный коэффициент мощности генераторов системы, в которую входит проектируемый район, равен 0,95.

6. Стоимость 1 потерянной электроэнергии равна 3,05 руб.

Потребление активной мощности, баланс реактивной мощности, выбор компенсирующих устройств в проектируемой сети.

Выдаваемая в сеть активная мощность генераторов энергосистемы приближённо определяется выражением:

, где

- суммарная активная мощность генераторов электростанций системы, отдаваемая в проектируемую сеть;

- наибольшая активная мощность i-го пункта потребления электроэнергии;

i=1,2,…,n, где n - число пунктов в сети.

1-ое слагаемое - сумма заданных наибольших нагрузок пунктов потребления сети с учётом возможности несовпадения по времени суток наибольших нагрузок пунктов;

2-ое слагаемое - суммарные потери активной мощности в элементах сети, которые приближённо составляют 6% от суммы заданных наибольших нагрузок пунктов потребления.

Располагаемая реактивная мощность источников энергосистемы:

, где

- средний номинальный коэффициент мощности генераторов системы, в которую входит проектируемый район.

Наибольшая реактивная мощность i-го пункта потребления электроэнергии:

, где где

- коэффициент мощности нагрузки i-го пункта потребления электроэнергии. Полная мощность i-ого пункта потребления электроэнергии до компенсации реактивной энергии:

Пример расчета приведен только для первой подстанции, для остальных результаты расчета помещены в таблицу 1.

Таблица 1. Расчётные нагрузки пунктов потребления без учета компенсации и с учетом компенсации реактивной мощности.

№

Pп, МВт

cosц

tgц

Qп, Мвар

Sп, МВА

Qку.треб, Мвар

Qку.пред, Мвар

Qку.ном, Мвар

S, МВА

1

20

0,85

0,61974

12,4

23,5

6,6

5,8

20+j6,9

21,2

2

15

0,75

0,88192

13,23

20

4,95

8,25

8,4

15+j4,83

15,76

3

25

0,9

0,48432

12,1

27,8

8,25

3,75

3,6

25+j8,5

26,4

4

10

0,8

0,75

7,5

12,5

3,3

4,2

4,5

10+j3

10,44

5

5

0,95

0,32868

1,64

5,3

0

0

0

5+j1,64

5,26

6

5

0,95

0,32868

1,64

5,3

0

0

0

5+j1,64

5,26

При составлении приближённого баланса реактивной мощности до выбора типа и мощности трансформаторов понижающих подстанций проектируемой сети суммарные потери реактивной мощности в трансформаторах можно определить по выражению:

Мощность компенсирующих устройств, необходимых к установке в сети для обеспечения баланса реактивной мощности, определяется по найденным приближённо составляющим баланса:

Ставим компенсирующие устройства в пунктах, где коэффициент мощности нагрузки <0.9, а именно в пунктах 1,2,3,4.

Мощности компенсирующих устройств в каждом из пунктов будут равны:

Пример расчета приведен только для первой подстанции, для остальных результаты расчета помещены в таблицу 1 и 2.

Так как , то экономически целесообразно устанавливать батареи конденсаторов. Условно принимаем установку КУ на сборных шинах 6-10 кВ понижающих подстанций районной сети.

Таблица 1.Тип и мощность компенсирующих устройств.

№

Qку.пред, Мвар

Uном, кВ

Тип КУ

Кол-во КУ

Qку.ном, Мвар

Qнеском, квар

1

5,8

10

УКЛ56-10,5-2250 У3

2

5,5

-300

2

8,25

6

УКЛ56-6,3-4050 У3

2

8,4

+150

УКЛ56-6,3-150 У3

2

3

3,75

6

УКЛ56-6,3-1800 У3

2

3,6

-150

4

4,2

10

УКЛ56-10,5-2250 У3

2

4,5

+300

Суммарная мощность компенсирующих устройств:

При ориентировочной оценке баланса реактивной мощности на первых этапах проектирования суммарная номинальная мощность компенсирующих устройств, принятых к установке в районной сети, должна удовлетворять условию:

- как видно, условие выполнено.

В результате выбора мощности, типа и места расположения КУ определяются расчётные нагрузки в пунктах потребления:

, .

В пунктах потребления электроэнергии без компенсирующих устройств:

, .

Пример расчета приведен только для первой подстанции, для остальных результаты расчета помещены в таблицу 1.

Выбор конфигурации электрической сети.

Многообразие условий работы различных электроприемников обуславливает многообразие схем их электроснабжения. Схемы электроснабжения потребителей зависят от удаленности источников энергии, общей схемы электроснабжения данного района, территориального размещения потребителей и их мощности, требований, предъявляемых к надежности, и т.п.

Схемы электрических сетей должны с наименьшими затратами обеспечивать необходимую надежность электроснабжения, требуемое качество электроэнергии у приемников, удобство и безопасность эксплуатации, возможность дальнейшего развития сети и подключения к ней новых потребителей. Кроме того, схема должна быть достаточно простой в управлении и обеспечивать возможность проведения плановых ремонтов оборудования электрических станций, подстанций и линий электропередачи без ограничения потребителей энергии. Конфигурация сети определяется взаимным расположением элементов, составляющих сеть (электрических станций, подстанций, распределительных пунктов, линий электропередачи). При построении схемы сети, прежде всего, необходимо учитывать требования по электроснабжению потребителей различной категории надежности.

Для приведенного задания было составлено шесть вариантов сетей, вид которых изображен на рис.1

Рисунок 1. Варианты схем соединений районной сети для питания шести потребителей.

Из предложенных вариантов соединения районной сети по указаниям преподавателя были выбраны варианты №3, №4 и №6.

Таблица 3. Расчетные нагрузки и состав нагрузок по категориям требуемой степени надежности электроснабжения потребителей сети.

Наименование потребителей электроэнергии по плану района

Расчетная нагрузка S, МВА

Расчетная нагрузка по составу потребителей

1-й категории S1, МВА

2-й категории S2, МВА

3-й категории S3, МВА

1-й и 2-й категории S1.2, МВА

Пункт 1

20+j6,9

3+ j0,9

8+ j2,76

9+ j3,11

11+ j3,66

Пункт 2

15+j4,83

2,25+ j0,72

6,75+ j2,2

6+ j1,9

9+ j2,92

Пункт 3

25+j8,5

2,5+ j0,85

12,5+ j4,25

10+ j3,4

15+ j5,1

Пункт 4

10+j3

1+ j0,30

5+ j1,5

4+ j1,20

6+ j1,80

Пункт 5

5+j1,64

0,25+ j0,08

2+ j0,656

2,75+ j0,9

2,25+ j0,74

Пункт 6

5+j1,64

0,25+ j0,08

2+ j0,656

2,75+ j0,9

2,25+ j0,74

Итого по району в целом

80+ 26,51

9,25+ j2,93

36,25+ j12

34,5+ j 11,4

45,5+ j14,96

Величину поправочного коэффициента K принимаем равным 1,6 (Западная Сибирь).

Таблица 4. Расстояние по воздушной прямой и протяженность трассы до источника питания и между пунктами потребления сети.

Наименование потребителей электроэнергии по плану района

Расстояние по воздушной прямой и протяженность трассы до источника питания и пунктов потребления сети, км

п/ст “А”

Пункт 1

Пункт 2

Пункт 3

Пункт 4

Пункт 5

Пункт 6

п/ст “А”

45

54

63

72

81

81

Пункт 1

45

21,6

18

36

37,8

32,4

Пункт 2

54

21,6

27

18

27

39,6

Пункт 3

63

18

27

30,6

18

16,2

Пункт 4

72

36

18

30,6

21,6

41,4

Пункт 5

81

37,8

27

18

21,6

18

Пункт 6

81

32,4

39,6

16,2

41,4

16

Определение расчётных нагрузок и выбор номинального напряжения сети, оценка числа ступеней трансформации.

Учитывая трудоемкость поставленной задачи, на первом этапе предварительного сравнения и отбора конкурентоспособных вариантов схемы сети допускается расчетные нагрузки определять приближенно. Под расчетной нагрузкой элемента сети в установившемся режиме понимается полная мощность S режима наибольших нагрузок. Приближенное определение расчетной нагрузки элемента сети производится при следующих допущениях:

-- емкостная проводимость воздушных линий 35 -- 220 кВ не учитывается;

-- распределение потоков активных и реактивных мощностей по участкам сети в режиме наибольших нагрузок вычисляется без учета потерь мощности в элементах сети;

— распределение потоков мощности по участкам простейшей замкнутой сети вычисляется при условиях равенства напряжений вдоль линий участков сети номинальному Uном и равенства сечений проводов отдельных участков сети.

Исходными данными для расчета потокораспределения при курсовом проектировании являются нагрузки пунктов потребления и напряжение источника питания. Поэтому с учетом принятых допущений расчет потоков мощности в разомкнутых и простейших замкнутых сетях проводится в направлении от пунктов потребления к источнику питания путем последовательного суммирования расчетных нагрузок в узлах сети.

Рисунок 2. Схема соединения районной сети для питания шести потребителей.

Расчет схемы 4

Рисунок 3. Схема соединения районной сети для питания шести потребителей.

Рисунок 4. Распределение потоков мощностей в нормальном режиме.

МВА

МВА

Точка 3 - точка потокораздела.

Расчет схемы 6

Рисунок 5. Схема соединения районной сети для питания шести потребителей

Рисунок 6. Распределение потоков мощностей в нормальном режиме.

МВА

МВА

Точка 3 - точка потокораздела.

На основании предварительной оценки расчётных нагрузок производится выбор номинального напряжения отдельных участков, системы напряжений сети в целом и числа ступеней трансформации. Номинальное напряжение Uном линии электрической сети определяется в основном передаваемой активной мощностью P, МВт, и длиной линии l,км.

Таблица 5. Сведения о расчетных нагрузках и номинальном напряжении воздушных линий, системе напряжения и числе ступеней трансформации районной сети.

Схема

Наименование участка

Протяженность возд. линии в одноцепном исчислении, км

Протяженность трассы, км

Расчетная нагрузка, МВА

Номинальное напряжение участка, кВ

Число ступеней трансформации, кВ

P+jQ, МВА

S, МВА

Схема 3

А-1

45

54

80+j26,51

84,28

110

1 110/10

1-3

18

21,6

30+j9,14

31,85

110

2 110/35/10

3-6

16,3

19,44

5+j1,64

5,26

35

1 35/6

1-2

21,6

26

30+j9,47

31,46

110

2 110/35/10

2-4

18

21,6

15+j4,64

15,70

35

1 35/10

4-5

21,6

26

5+j1,64

5,262

35

1 35/6

Итого:

140,2

168,24

--

--

35/110

Частично 2 ступени трансформации

Схема 4

А-1

45

54

80+j26,5

84,28

110

1 110/10

1-6

32,4

38,88

27,3+j9

28,75

110

2 110/35/10

6-3

16,3

19,44

22,3+j7,36

23,48

110

1 110/6

3-5

18

21,6

2,73+j1,11

2,95

110

1 110/6

5-4

21,6

26

7,73+j2,75

8,21

110

1 110/6

4-2

18

21,6

17,73+j5,75

18,64

110

2 110/10

2-1

21,6

26

32,73+j10,58

34,4

110

2 110/35/10

Итого:

173

207,6

--

--

35/110

Частично 2 ступени трансформации

Схема 6

А-1

45

54

45,39+j15,22

47,87

110

1 110/10

1-3

18

21,6

25,39+j8,42

26,75

110

2 110/35/10

3-6

16,3

19,44

4,5+j0,16

4,5

110

1 110/6

6-5

18

21,6

9,5+j1,8

9,669

110

1 110/6

5-4

21,6

26

14,5+j13,44

19,77

110

1 110/6

4-2

18

21,6

19,5+j6,44

20,536

110

2 110/35/10

2-А

54

64,8

34,5+j11,27

36,29

110

1 110/6

Итого:

191

229,2

--

--

35/110

Частично 2 ступени трансформации

Рассмотрим теперь возможные послеаварийные режимы. Результаты этих расчетов будут использоваться ниже при выборе сечений проводников.

Послеаварийные режимы.

Схема 4 -обрыв линии 12:

Рисунок 7. Распределение потоков мощностей в послеаварийном режиме - обрыв линии 12.

-обрыв линии 61:

Рисунок 8. Распределение потоков мощностей в послеаварийном режиме - обрыв линии16.

Схема 6 -обрыв линии A1:

Рисунок 9. Распределение потоков мощностей в послеаварийном режиме - обрыв линии A1.

-обрыв линии A2

Рисунок 10. Распределение потоков мощностей в послеаварийном режиме - обрыв линии A2.

Схема 3

Послеаварийную мощность, передаваемую по ВЛЭП, определим как наибольшую передаваемую из двух вариантов обрыва линий для каждого участка соответственно. В двухцепных линиях в послеаварийном режиме вся мощность будет передаваться по одной линии. Все результаты занесём в таблицу 6.

Таблица 6. Сведения о послеаварийных нагрузках ВЛЭП.

Схема 3

№ линии

А-1

1-2

1-3

2-4

4-5

3-6

-

Sп.авар, МВА

84,28

31,46

31,85

15,70

5,26

5,26

-

Схема 4

№ линии

А-1

1-6

6-3

3-5

5-4

4-2

1-2

Sп.авар, МВА

84,28

60,77

57,86

31,67

36,93

47,37

63,12

Схема 6

№ линии

А-1

1-3

3-6

6-5

5-4

4-2

A-2

Sп.авар, МВА

84,34

63,19

47,56

54,32

59,56

69,96

85,68

Выбор трансформаторов и схем электрических соединений понижающих подстанций.

Так как в каждом пункте есть потребители первой и второй категории, то все понижающие подстанции будут двухтрансформаторными.

На двухтрансформаторной подстанции номинальная мощность трансформаторов выбирается по двум условиям:

-- в нормальном режиме обеспечить питание нагрузки потребителей, присоединенных к трансформатору со стороны НН, т. е.

-- при выходе из строя одного из трансформаторов подстанции оставшийся в работе трансформатор должен обеспечить питание потребителей 1-й и 2-й категорий подстанции S1,2 с учетом допустимой перегрузки на 40% сверх номинальной мощности, т. е.

Согласно ПУЭ трансформаторы при коэффициенте начальной нагрузки К1 не свыше 0.93 в послеаварийных режимах допускают в течение не более пяти суток перегрузку на 40% сверх номинального тока на время максимумов нагрузки общей продолжительностью не более 6 часов в сутки. При курсовом проектировании ввиду отсутствия суточных графиков активных и реактивных нагрузок потребителей можно полагать, что условие К10.93 выполняется.

Выбор трансформаторов, устанавливаемых в пунктах, производим так:

Для варианта № 3:

Пункт 1:

Принимаем к установке в пункте 1 два трехобмоточных трансформатора

2 ТДТН-63000/110/35/10.

Пункт 2:

Принимаем к установке в пункте 2 два двухобмоточных трансформатора

2ТДНС-16000/35/6.

Пункт 3:

Принимаем к установке в пункте 3 два двухобмоточных трансформатора

2 ТРДНС-25000/35/6.

Пункт 4:

Принимаем к установке в пункте 4 два двухобмоточных трансформатора

2ТМН-10000/35/6.

Пункт 5:

Принимаем к установке в пункте 5 два двухобмоточных трансформатора

2ТМН-4000/35/6.

Пункт 6:

Принимаем к установке в пункте 6 два двухобмоточных трансформатора

2ТМН-4000/35/6.

Для варианта № 4:

Пункт 1:

Принимаем к установке в пункте 1 два трехобмоточных трансформатора

2 ТДТН-63000/110/35/10.

Пункт 2:

Принимаем к установке в пункте 2 два двухобмоточных трансформатора

2 ТДН-16000/110 /6.

Пункт 3:

Принимаем к установке в пункте 3 два двухобмоточных трансформатора

2 ТРДНФ-25000/110 /6.

Пункт 4:

Принимаем к установке в пункте 4 два двухобмоточных трансформатора

2 ТДН-10000/110/6. Пункт 5:

Принимаем к установке в пункте 5 два двухобмоточных трансформатора

2 ТМН-6300/110 /6.

Пункт 6:

Принимаем к установке в пункте 6 два двухобмоточных трансформатора

2ТМН-6300/110/6.

Для варианта № 6:

Пункт 1:

Принимаем к установке в пункте 2 два двухобмоточных трансформатора

2 ТДН-16000/110 /6.

Пункт 2:

Принимаем к установке в пункте 2 два двухобмоточных трансформатора

2 ТДН-16000/110 /6.

Пункт 3:

Принимаем к установке в пункте 3 два двухобмоточных трансформатора

2 ТРДНФ-25000/110 /6.

Пункт 4:

Принимаем к установке в пункте 4 два двухобмоточных трансформатора

2 ТДН-10000/110/6.

Пункт 5:

Принимаем к установке в пункте 5 два двухобмоточных трансформатора

2 ТМН-6300/110 /6.

Пункт 6:

Принимаем к установке в пункте 5 два двухобмоточных трансформатора

2 ТМН-6300/110 /6.

Результаты выбора заносим в таблицу 7.

Таблица 7. Сведения о мощности потребителей по пунктам и устанавливаемых в них трансформаторах.

Схе-ма

Пункт

S, МВА

S/1.4, МВА

Тип

Каталожные данные

Kз

Uк, %

ДPк, кВт

ДPх, кВт

Iх, %

ДQх, квар

Схема 3

1

63,36

45,2

2хТДТН

63000/110/35/10

10,5/17/6,5

290

56

0,7

240

0,50

2

15,76

11,3

2хТДНС-16000/35/6

10,5

85

19

0,7

112

0,49

3

26,4

18,9

2хТДН-25000/110/6

10,5

120

27

0,7

175

0,53

4

16,44

7,5

2хТМН-10000/35/10

7,5

46,5

9,2

0,7

56,7

0,82

5

5,26

3,76

2хТМН-4000/35/6

7,5

100

23

1,0

160

0,66

6

5,26

3,76

2хТМН-4000/35/6

7,5

33,5

6,7

1,0

40

0,66

Схема 4

1

63,36

45,2

2хТРДН

63000/110/10

10,5

260

59

0,6

410

0,50

2

15,76

11,3

2хТДНС-16000/35/6

10,5

85

19

0,7

112

0,49

3

26,4

18,9

2хТДН-25000/110/6

10,5

120

27

0,7

175

0,53

4

16,44

7,5

2хТМН-10000/35/10

7,5

46,5

9,2

0,7

56,7

0,82

5

5,26

3,76

2хТМН-4000/35/6

7,5

100

23

1,0

160

0,66

6

5,26

3,76

2хТМН-4000/35/6

7,5

33,5

6,7

1,0

40

0,66

Схема 6

1

21,2

15,14

2хТДНС-16000/35/6

10,5

85

19

0,7

112

0,66

2

15,76

11,3

2хТДНС-16000/35/6

10,5

85

19

0,7

112

0,49

3

26,4

18,9

2хТДН-25000/110/6

10,5

120

27

0,7

175

0,53

4

16,44

7,5

2хТМН-10000/35/10

7,5

46,5

9,2

0,7

56,7

0,82

5

5,26

3,76

2хТМН-4000/35/6

7,5

100

23

1,0

160

0,66

6

5,26

3,76

2хТМН-4000/35/6

7,5

33,5

6,7

1,0

40

0,66

Выбор конструктивного исполнения числа цепей и сечений воздушных линий.

Выбор конструктивного исполнения и марок проводов линий электропередачи электрической сети при проектировании производится на основании данных о расчетных нагрузках отдельных участков, их номинального напряжения и протяженности.

Районные электрические сети 35 кВ - 220 кВ, как правило, выполняются воздушными в одно- и двухцепном исполнении.

Число цепей линий электропередачи выбирается на основе надежного электроснабжения потребителей. Потребители 1-й и 2-й категорий должны обеспечиваться электроэнергией от двух независимых источников питания. Электроснабжение потребителей 3-й категории может выполняться от одного источника питания при условии, что перерывы электроснабжения не превышают одних суток.

Выбор материала опор производится с учётом конкретных экономических и климатических условий района сооружения ВЛ. Проектируемый район находится в Западной Сибири, устанавливаем металлические опоры.

Для BЛ значения экономической плотности тока принимаем в зависимости от региона страны и числа часов использования максимума нагрузки:

Тmax=5700 , Западная Сибирь

Пример расчёта приведем для линии А1 варианта № 3, для всех остальных ВЛ результаты заносим в таблицу 8.

Расчётный ток одной цепи в нормальном режиме максимальных нагрузок найдём как:

тогда суммарное сечение проводов ВЛ определяется по формуле:

Расчётный ток одной цепи в послеаварийном режиме нагрузок найдём как:

Для установки на ВЛ выбираем ближайшее стандартное сечение:

Fэк.01=185 мм2,

Данное сечение должно удовлетворять условию проверки по допустимой токовой нагрузке:

т.е. условие выполнено

Сечение провода должно удовлетворять условию короны: оно должно быть не меньше минимально допустимого значения Fкор, установленного для ВЛ в зависимости от номинального напряжения: 110 кВ - 70 мм2 .

, , условие выполнено.

Данное сечение должно удовлетворять условию проверки по допустимой токовой нагрузке:

т.е. условие выполнено

Принимаем к установке на данном участке ВЛЭП сталеалюминевые голые провода сечением 185мм2.

Таблица 8. Сведения об исходных данных и результатах выбора сечений проводов по условиям экономической плотности, допустимого нагрева и короны (на одну цепь ВЛ ).

Схема

Уч.

цепи

Uном кВ

S

МВА

Sп.авар МВА

Fэ.расч

Fэк

Iдоп А

Iнорм,А

Iп.авар, А

Fкор

Прин. сеч.,

Расчетные данные

R0, Ом/км

X0, Ом/км

Схема 3

A1

110

84,28

84,28

184,34

185,00

510

221,21

442,41

70

185

0,160

0,413

13

110

31,85

31,85

69,66

70,00

265

83,60

167,19

70

70

0,248

0,444

36

35

5,26

5,26

11,50

70,00

265

13,81

27,61

70

70

0,428

0,432

12

110

31,46

31,46

68,81

70,00

265

82,57

165,14

70

70

0,428

0,444

24

35

15,7

15,7

34,34

70,00

265

41,21

82,41

70

70

0,428

0,432

45

35

5,26

5,26

11,50

70,00

265

13,81

27,61

70

70

0,428

0,432

Схема 4

А1

110

84,28

84,28

184,34

185,00

510

221,21

442,41

70

185

0,160

0,413

16

110

28,75

60,77

126,10

150,00

450

151,32

319,00

70

150

0,198

0,420

63

110

23,48

57,86

102,98

120,00

390

123,58

303,73

70

120

0,249

0,427

35

110

2,95

31,667

12,94

70,00

265

15,53

166,23

70

70

0,428

0,444

54

110

8,21

36,93

36,01

70,00

265

43,21

193,86

70

70

0,428

0,444

42

110

18,64

47,37

81,75

95,00

330

98,11

248,66

70

95

0,306

0,434

12

110

34,4

63,12

150,88

185,00

510

181,05

331,34

70

185

0,162

0,413

Схема 6

А1

110

47,87

84,34

209,96

240,00

610

251,95

442,73

70

240

0,120

0,405

13

110

26,75

63,19

117,32

120,00

390

140,79

331,71

70

120

0,429

0,427

36

110

4,5

47,56

19,74

70,00

265

23,68

249,66

70

70

0,428

0,444

65

110

9,669

54,32

42,41

70,00

265

50,89

285,14

70

70

0,428

0,444

54

110

19,77

59,56

86,71

95,00

330

104,05

312,65

70

95

0,306

0,434

42

110

20,536

69,96

90,07

95,00

330

108,08

367,24

70

95

0,306

0,434

А2

110

36,29

85,68

159,17

185,00

510

191,00

449,76

70

185

0,162

0,413

Технико-экономический расчёт схемы электроснабжения.

Суммарные капиталовложения на сооружение воздушных линий проектируемой сети определяют по выражению:

где - стоимость сооружения 1 км j-гo участка сети (j=l, 2, ..., m), принимаемая в зависимости от напряжения ВЛ, сечения сталеалюминевого провода, материала и конструкции опор, района по гололеду; m - число участков ВЛ сети;

- протяженность трассы j-гo участка сети (j=l, 2, ..., m), принимаемая по данным расчетной схемы сети;

Кз - укрупненный зональный коэффициент к стоимости сооружения ВЛ, принимаемый в зависимости от исходных данных района проектируемой сети.

Кз=1,2 - Западная Сибирь

Переменные потери мощности в проводах ВЛ j-го участка определятся как:

(в случае двухцепной линии необходимо разделить r на 2 )

Пример расчёта выполним для участка 01, для остальных результаты занесём в таблицу 12.

Таблица 9. Расчётная таблица ВЛ.

Наименование участка сети

A-1

13

36

12

34

45

У

Протяженность трассы, км

54

21,6

19,4

26

21,6

26

Удельное сопротивление ВЛ r0, Ом/км

0,16

0,248

0,248

0,248

0,248

0,248

S, МВА

84,28

31,85

5,26

31,46

15,7

5,26

U, кВ

110

110

35

110

35

35

F

185

70

70

70

70

70

Коj тыс. руб/км

1687

1495

1495

1495

1495

1495

Кл, тыс. руб

109318

38750

34804

46644

38750

46644

314910

, кВт

2300,22

203,67

49,28

239,19

488,83

66,05

3347,24

Cумарные капиталовложения на сооружение подстанций проектируемой сети вычисляются по выражению:

где - расчетная стоимость трансформаторов i-й подстанции (i=1, 2, ..., n), принимаемая в зависимости от номинальной мощности трансформатора, числа обмоток и их номинальных напряжений, наличия средств регулирования напряжения;

, , - укрупненный показатель стоимости ОРУ (ЗРУ), который принимается в зависимости от напряжения, схемы ОРУ (ЗРУ), типов и количества выключателей;

- суммарная стоимость ячеек головных выключателей, устанавливаемых в ОРУ ИП для питания потребителей проектируемой сети;

- постоянная часть затрат i-й подстанции (i= 1, 2, ...,n), принимаемая в зависимости от напряжения и общего количества выключателей;

n -- число подстанций в проектируемой сети;

k -- число подстанций имеющих РУ СН.

В курсовом проекте при расчёте не будем учитывать составляющие, .

Таблица10. Расчётная таблица ТП.

Пункт

1

2

3

4

5

6

У

Kт,тыс.руб

12 800

5900

7100

2800

1460

1460

63040

Кору сн, тыс.руб

17250

0

0

0

0

0

17250

Кору вн, тыс.руб

39378

23100

23100

15700

11200

11200

123678

Кпост, тыс.руб

46541

15625

15625

14866

14866

14866

122389

Параметры трансформатора

Pх

56

19

27

9,2

23

6,7

Pk

290

85

120

46,5

100

33,5

Smi

63

16

25

10

4

4

Pm, кВт

211

41,23

66,91

62,84

86,46

28,96

497,41

Pxx, кВт

112

38

54

18,4

46

13,4

281,8

Суммарные капиталовложения в электрическую сеть состоят из вложений сооружения ВЛ сети и понижающих подстанций:

Переменные потери мощности в трансформаторах i-й подстанции найдём как:

Для двухобмоточных трансформаторов:

Для трехобмоточных трансформаторов:

и постоянные:

, так как все подстанции двухтрансформаторные.

Пример расчёта выполним для трансформаторной подстанции № 1 (трехобмоточные трансформаторы) и для трансформаторной подстанции № 2 (двухобмоточные трансформаторы), для остальных результаты занесём в таблицу 10.

Годовое время максимальных потерь найдём из эмпирической формулы: электрический сеть трансформатор подстанция

Суммарные переменные и постоянные потери электроэнергии в элементах проектируемой сети вычислим по выражениям:

Затраты на возмещение потерь электроэнергии определяются по формуле:

,

где з=3,92 руб - стоимость 1 потерянной электроэнергии.

Ежегодные издержки на эксплуатацию сети состоят из отчислений от капитальных вложений на амортизацию и обслуживание ВЛ и подстанций Ил, Ип и ежегодных затрат на возмещение потерь электроэнергии в элементах сети Зпот :

где , - суммарные нормативные отчисления от капиталовложений соответственно на ВЛ и подстанции, содержание отчисления на амортизацию и обслуживание сети.

Тогда приведенные затраты определяются по формуле:

где - нормативный коэффициент сравнительной эффективности капитальных вложений, принимаем равным 0.12.

Схема 4

Переменные потери мощности в проводах ВЛ j-го участка определятся как:

(в случае двухцепной линии необходимо разделить r на 2 )

Таблица 11. Расчётная таблица ВЛ.

Наименование участка сети

A-1

16

63

35

54

42

21

У

Протяженность трассы, км

54

38,9

19,4

21,6

26

21,6

26

Удельное сопротивление ВЛ r0, Ом/км

0,16

0,198

0,249

0,428

0,428

0,306

0,162

Расчётная нагрузка S, МВА

84,28

28,75

23,48

2,95

8,21

18,64

34,4

U, кВ

110

110

110

110

110

110

110

F,

185

150

120

70

70

95

185

Коj тыс. руб/км

1100

987

987

987

987

987

1100

Кл, тыс. руб

71280

46073

22977

25583

30794

25583

34320

185331

, кВт

2300,22

477,23

199,63

6,03

56,23

172,15

373,63

1284,90

Таблица12. Расчётная таблица ТП.

Пункт

1

2

3

4

5

6

У

Kt,тыс.руб

10249

34200

6273

2960

2800

2800

118564

Кору, тыс.руб

39378

23100

23100

23100

23100

23100

154878

Кпост, тыс.руб

46541

11000

11000

11000

11000

11000

101541

Параметры трансформатора

Pх

59

19

27

9,2

23

6,7

Pk

260

85

120

46,5

100

33,5

Smi

63

16

25

10

4

4

Pm, кВт

211

41,23

66,91

62,84

86,46

28,96

497,41

Pxx, кВт

118

38

54

18,4

46

13,4

287,8

Суммарные капиталовложения в электрическую сеть состоят из вложений сооружения ВЛ сети и понижающих подстанций:

Переменные потери мощности в трансформаторах i-й подстанции найдём как:

Для двухобмоточных трансформаторов:

и постоянные:

, так как все подстанции двухтрансформаторные.

Годовое время максимальных потерь найдём из эмпирической формулы:

Суммарные переменные и постоянные потери электроэнергии в элементах проектируемой сети вычислим по выражениям:

Затраты на возмещение потерь электроэнергии определяются по формуле:

,

где з=3,92 руб - стоимость 1 потерянной электроэнергии.

Ежегодные издержки на эксплуатацию сети состоят из отчислений от капитальных вложений на амортизацию и обслуживание ВЛ и подстанций Ил, Ип и ежегодных затрат на возмещение потерь электроэнергии в элементах сети Зпот :

где , - суммарные нормативные отчисления от капиталовложений соответственно на ВЛ и подстанции, содержание отчисления на амортизацию и обслуживание сети.

Тогда приведенные затраты определяются по формуле:

где - нормативный коэффициент сравнительной эффективности капитальных вложений, принимаем равным 0.12.

Переменные потери мощности в проводах ВЛ j-го участка определятся как:

Таблица 13. Расчётная таблица ВЛ.

Наименование участка сети

A-1

13

36

65

54

42

2-А

У

Протяженность трассы, км

54

21,6

19,4

21,6

26

21,6

64,8

Удельное сопротивление ВЛ r0, Ом/км

0,12

0,429

0,428

0,428

0,306

0,306

0,162

Sрасч

47,87

26,75

4,5

9,7

19,77

20,54

36,29

U, кВ

110

110

110

110

110

110

110

Fрасч

240

120

70

70

95

95

185

Коj тыс. руб/км

1100

987

987

987

987

987

1100

Кл, тыс. руб

71280

25583

22977

25583

30794

25583

85536

216057

, кВт

1113,11

497,04

12,60

65,20

233,10

209,03

1036,33

2053,32

Таблица14. Расчётная таблица ТП.

Пункт

1

2

3

4

5

6

У

Kt,тыс.руб

34200

34200

6273

2960

2800

2800

83233

Кору, тыс.руб

23100

23100

23100

23100

23100

23100

138600

Кпост, тыс.руб

16478

16478

16478

16478

16478

16478

98868

Параметры трансформатора

Pх

19

19

27

9,2

23

6,7

Pk

85

85

120

46,5

100

33,5

Smi

16

16

25

10

4

4

Pm, кВт

74,61

41,23

66,91

62,84

86,46

28,96

361,02

Pxx, кВт

38

38

54

18,4

46

13,4

207,8

Суммарные капиталовложения в электрическую сеть состоят из вложений сооружения ВЛ сети и понижающих подстанций:

Переменные потери мощности в трансформаторах i-й подстанции найдём как:

Для двухобмоточных трансформаторов:

и постоянные:

, так как все подстанции двухтрансформаторные.

Годовое время максимальных потерь найдём из эмпирической формулы:

Суммарные переменные и постоянные потери электроэнергии в элементах проектируемой сети вычислим по выражениям:

Затраты на возмещение потерь электроэнергии определяются по формуле:

,

где з=3,92 руб - стоимость 1 потерянной электроэнергии.

Ежегодные издержки на эксплуатацию сети состоят из отчислений от капитальных вложений на амортизацию и обслуживание ВЛ и подстанций Ил, Ип и ежегодных затрат на возмещение потерь электроэнергии в элементах сети Зпот :

где , - суммарные нормативные отчисления от капиталовложений соответственно на ВЛ и подстанции, содержание отчисления на амортизацию и обслуживание сети.

Тогда приведенные затраты определяются по формуле:

где - нормативный коэффициент сравнительной эффективности капитальных вложений, принимаем равным 0.12.

Таблица15. Технико-экономическое сравнение.

№ Схемы

Схема 3

Схема 4

Схема 6

Капиталовложения на сооружение линии Кл, млн. руб.

314,90

185,33

216,10

Капиталовложения на сооружение подстанции К, млн. руб.

326,35

374,98

434,56

Ежегодные затраты на возмещение потерь электроэнергии в элементах сети Зпот., млн. руб.

56,17

30,16

36,62

Ежегодные издержки на эксплуатацию сети в целом И, млн. руб.

95,67

70,60

83,52

Приведенные затраты З, млн. руб.

172, 62

137,84

161,60

Переменные потери электроэнергии в сети ДW', кВт*ч*106

15,95

7,37

10,2

Постоянные потери электроэнергии в сети ДW'', кВт*ч*106

2,96

2,5

1,82

Суммарная протяженность трассы Lтр ВЛ в одноцепном исполнении, км

168,6

207,5

229

Суммарная установленная мощность трансформаторов SmУ, кВА

122000

122000

75000

Количество выключателей в схеме n

· 35-110 кВ

· 10-6 кВ

35/18

21/18

20/18

Вывод: Из трех выбранных вариантов наиболее экономически выгодным является 4 вариант. Данный вариант не уступает в надёжности электроснабжения остальным двум вариантам и при этом является самым дешёвым.

Расчет потерь мощности и потерь напряжения в схеме № 4 (режим максимальных нагрузок).

Таблица 16. Расчётная таблица ЛЭП.

№

F,

L , км

r0, Ом/км

x0, Ом/км

R, Ом

X, Ом

0х10-4, См/км

А-1

185

54

0,160

0,413

8,64

22,30

0,0275

1-6

150

38,88

0,198

0,420

7,70

16,33

0,0271

6-3

120

19,44

0,249

0,427

4,83

8,30

0,0266

3-5

70

21,6

0,428

0,444

9,24

9,59

0,0255

5-4

70

26

0,428

0,444

11,13

11,54

0,0255

4-2

95

21,6

0,306

0,434

6,61

9,40

0,0261

1-2

185

26

0,162

0,413

4,21

10,74

0,0275

Таблица 17. Расчётная таблица ТП.

№

S, кВА

Uк, %

ДPк, кВт

ДPх, кВт

Iх, %

ДQх, квар

Kз

Rт, Ом/км

Xт, Ом/км

1

2х63000

10,5

260

59

0,6

410

0,50

0,87

22

2

2х16000

10,5

85

19

0,7

112

0,49

4,38

86,7

3

2х25000

10,5

120

27

0,7

175

0,53

2,54

55,9

4

2х10000

7,5

46,5

9,2

0,7

56,7

0,82

7,95

139

5

2х4000

7,5

100

23

1,0

160

0,66

2,6

23

6

2х4000

7,5

33,5

6,7

1,0

40

0,66

2,6

23

Исходными данными являются нагрузки в пунктах:

Определим полные сопротивления в линиях и трансформаторах:

На двухтрансформаторных подстанциях сопротивление равно:

Полное сопротивление в двухцепной линии определяется как:

Полное сопротивление в одноцепной линии определяется как:

Определим емкостную проводимость двухцепной ВЛ

Для остальных линий:

Мощность, генерируемая ЛЭП, определяется по формулам:

Потери в стали трансформаторов:

Потери мощности в двухобмоточном трансформаторе:

Переходим к суммированию потерь в линиях и трансформаторах с учётом всех потерь:

Рисунок 4. Расчёт без учёта потерь.

Т.к. схема неоднородная, используем метод расщепления:

Проверка

(верно)

Точка 3 точка потокораздела активной мощности.

Проверка

(верно)

Точка 3 точка потокораздела активной мощности.

Расчёт с учётом потерь

Расчёт участка 1-2-4-5-3

Расчёт участка 3-6-1

Найдём потери напряжений в узлах схемы:

Влияние поперечной составляющей падения напряжения на напряжение в j-ом узле Uj незначительно, и в расчётах режима напряжений в электрических сетях с Uном110 кВ может не учитываться. Поэтому расчёты напряжений осуществляем по потере напряжения в ветвях сети, т.е. по формулам:

Принимаем:

Расчёт участка 1-2-4-5-3

Расчёт участка 3-6-1

Расчет напряжений на трансформаторе.

Расчет напряжений на П/ст1

Расчет напряжений на П/ст2

Расчет напряжений на П/ст3

Расчет напряжений на П/ст4

Расчет напряжений на П/ст5

Расчет напряжений на П/ст6

Выбор отпаек трансформаторов

Отпайки будем выбирать используя формулу:

Где

- одна отпайка

- количество отпаек

- реальное напряжение в узле до выбора отпаек

-номинальное напряжение в узле

После выбора отпаек пересчитываем напряжение в узле по формуле:

Где

- одна отпайка

- количество отпаек

- реальное напряжение в узле до выбора отпаек

- номинальное напряжение трансформатора

- реальное напряжение в узле после выбора отпаек

Таблица 18. Выбор отпаек.

U1

U2

U3

U4

U5

U6

Номинальное напряжение, кВ

10,5

6,3

6,3

10,5

10,5

10,5

Фактическое напряжение,кВ

5,79

5,75

9,43

8,55

9,99

Диапазон отпаек,%

±9Ч1,78%

±9Ч1,78%

±9Ч1,78%

±9Ч1,78%

±9Ч1,78%

±9Ч1,78%

Выбор отпаек

-1Ч1,78%

-4Ч1,78%

-3Ч1,78%

-8Ч1,5%

-9Ч1,3%

-8Ч1,5%

Скорректированное напряжение, кВ

10, 45

6,24

6,199

10,36

10,43

10,36

Список использованной литературы

1. Электрооборудование питающих сетей промышленного района: методическое пособие. И.Г. Буре, С.И. Гамазин, М.А. Кулага, Е.Н. Рыжкова. М.: Изд-во МЭИ, 2013.

2. Проектирование и расчёт электрических сетей промышленного района. Буре И.Г., Вершинина С.И., Гамазин С.И./Под ред. Л.С. Родиной. М.: Изд-во МЭИ, 1990.

3. Правила устройства электроустановок. Министерство промышленности и энергетики РФ. Изд. 7-е. М.: Энергоатомиздат, 2005.

Размещено на Allbest.ru


Подобные документы

  • Упрощенный порядок проектирования электрической сети района

    Разработка вариантов конфигураций и выбор номинальных напряжений сети. Выбор компенсирующих устройств при проектировании электрической сети. Выбор числа и мощности трансформаторов на понижающих подстанциях. Электрический расчет характерных режимов сети.

    курсовая работа [599,7 K], добавлен 19.01.2016

  • Электроснабжение промышленных предприятий

    Составление и обоснование схемы и вариантов номинальных напряжений сети. Баланс реактивной мощности и выбор компенсирующих устройств. Выбор типа и мощности трансформаторов понижающих подстанций. Технико-экономический расчет вариантов электрических схем.

    контрольная работа [157,6 K], добавлен 19.10.2013

  • Развитие районной электрической сети

    Характеристика электрифицируемого района, потребителей и источника питания. Потребление активной и баланс реактивной мощности в проектируемой сети. Конфигурация, номинальное напряжение, схема электрических соединений, параметры электрооборудования сети.

    курсовая работа [981,2 K], добавлен 05.04.2010

  • Проектирование электрической сети

    Определение потока мощности от электростанции. Выбор компенсирующих устройств. Структурные схемы подстанций. Выбор мощности трансформаторов подстанций. Расчет режима летних и зимних максимальных нагрузок сети. Оптимизация режимов работы сети.

    курсовая работа [972,3 K], добавлен 07.07.2013

  • Выбор схем питающих и распределительных сетей

    Выбор конфигурации, номинального напряжения сети. Выбор трансформаторов и схем электрических соединений. Сечение проводов воздушных линий электропередачи. Технико–экономические показатели. Уточнённый расчёт радиально-магистральной сети напряжением 220 кв.

    курсовая работа [1,3 M], добавлен 25.10.2016

  • Проектирование сетевого района

    Выбор конфигурации электрической сети, определение потока мощности и выбор напряжения. Структурные схемы соединений подстанций, выбор числа и мощности трансформаторов. Расчет параметров режимов работы электрической сети, технико-экономические показатели.

    дипломная работа [3,4 M], добавлен 24.01.2016

  • Электрическая сеть района нагрузок

    Анализ исходных данных и выбор вариантов конфигурации сети. Предварительный расчет мощности источника питания. Выбор типа, числа и номинальной мощности трансформаторов понижающих подстанций. Основные технико-экономические показатели электрической сети.

    курсовая работа [1,0 M], добавлен 15.10.2014

  • Проект электросети для электроснабжения промышленного района

    Обеспечение потребителей активной и реактивной мощности. Размещение компенсирующих устройств в электрической сети. Формирование вариантов схемы сети. Выбор номинального напряжения, числа трансформаторов. Проверка по нагреву и допустимой потере напряжения.

    курсовая работа [1,6 M], добавлен 15.09.2014

  • Районные электрические сети напряжением 35-110 кВ

    Потребление активной и баланс реактивной мощности в проектируемой сети. Конфигурация, номинальное напряжение, схема электрических соединений, параметры электрооборудования сети. Выбор трансформаторов, методы регулирования напряжения у потребителей.

    курсовая работа [2,1 M], добавлен 29.12.2015

  • Электропитающие системы и электрические сети

    Составление баланса активной мощности и выбор генераторов проектируемой ТЭЦ, обоснование схемы и напряжения электрической сети. Выбор и размещение трансформаторов, компенсирующих устройств и сечений проводов. Регулирование напряжения в узлах нагрузки.

    курсовая работа [582,2 K], добавлен 06.03.2011

Работы в архивах красиво оформлены согласно требованиям ВУЗов и содержат рисунки, диаграммы, формулы и т.д.
PPT, PPTX и PDF-файлы представлены только в архивах.
Рекомендуем скачать работу.

© 2000 — 2023, ООО «Олбест» Все права защищены