Проектирование электрической сети для электроснабжения промышленного района

Размещено на http://www.allbest.ru/

2

Содержание

Ведение

1. Предварительное распределение мощностей в линиях вариант №1

2. Выбор номинального напряжения сети вариант №1

3. Выбор сечений проводов вариант №1

4. Предварительное распределение мощностей в линиях вариант №2

5. Выбор номинального напряжения сети вариант №2

6. Выбор сечений проводов вариант №2

7. Проверка выбранных сечений по допустимой токовой нагрузке

8. Выбор силовых трансформаторов

9. Выбор схем подстанций

10. Технико-экономический расчет

Заключение

Список используемой литературы

ВВЕДЕНИЕ

Основой технического прогресса во всех отраслях народного хозяйства является опережающее развитие электроэнергетики. В общем виде электрическая система состоит из генераторов, распределительных устройств, подстанций, линий электропередач и потребителей электрической энергии.

Любой элемент сложной и развивающейся электрической системы должен удовлетворять значительному количеству производственных требование и эксплуатационных норм. При этом должны одновременно обеспечиваться экономические и экологические условия. В качестве локальных критериев при проектировании, монтаже и эксплуатации любого элемента электрических систем могут использоваться такие показатели, как

- минимум приведенных затрат;

- максимальная производительность;

- качество электроэнергии;

- надежность функционирования;

- минимум расхода цветного металла;

- минимум потерь электроэнергии;

- унификация применяемого оборудования.

Вариант схемы сети №1. (два треугольника) Первый участок сети.

1. Предварительное распределение мощностей в линиях

А А

82МВт 62 МВт

Определим мощности на головных участках сети

На участке А-1

На участке А-3

На участке 1-3

Точка потокораздела находиться в узле 1.

Проверка

Второй участок сети.

В В

58МВт 72 МВт

Определим мощности на головных участках сети

На участке В-2

На участке В-4

мощность сеть провод трансформатор

На участке 4-2

Точка потокораздела находиться в узле 4.

Проверка

2. Выбор номинального напряжения сети

Где мощность нагрузок не превышает 60 МВт и длину линий 250 км воспользуемся формулой Стилла , в иных случаях воспользуемся формулой Илларионова

На участке А-1

На участке 1-3

На участке А-3

На участке В-2

На участке 2-4

На участке В-4

Выберем напряжение всей сети 110 кВ.

3. Выбор сечений проводов

По экономической плотности тока.

Определим расчетный ток протекающий по участкам сети и сечение провода по формулам, выберем стандартные сечения проводов и сведем их в таблицу №1.

Где cos=0,9 согласно задания, j_Э=1,0 А/мм² (для алюминиевых проводов при Тм=7000), U=110кВ

Например для участка А-1



На участках цепи где сечение превышает 240 мм² выбираем двухцепные линии. Для напряжения сети 110 кВ наименьшее сечение 70 мм², поэтому для участков линий 4-2 и 1-3 примем провода морок АС-70/11.

Выберем сталеалюминиевые провода.

Таблица №1

Участок	А-1	1-3	А-3	В-2	4-2	В-4
IP, А	444	34,16	395,7	383,7	45,5	374,4
FР, мм2	444	34,16	395,7	383,7	45,5	374,4
Марка провода	2хАС-240/32	АС-70/11	2хАС-240/32	2хАС-240/32	АС-70/11	АС-240/32

Вариант схемы сети №2. Первый участок сети.

4. Предварительное распределение мощностей в линиях.

А В

62МВт 72 МВт

Определим мощности на головных участках сети

На участке А-3

На участке В-4

На участке 3-4

Точка потокораздела находиться в узле 4.

Проверка

А 1

82 Мвт

На участке А-1 P_А-1=Р₁=82МВт

Линию А-1 принимаем двухцепной.

Мощность на каждой линии равна

В 2

58 Мвт

На участке В-2 P_В-2=Р₂=58МВт

Линию В-2 принимаем двухцепной.

Мощность на каждой линии равна

5. Выбор номинального напряжения сети

Где мощность нагрузок не превышает 60 МВт и длину линий 250 км воспользуемся формулой Стилла , в иных случаях воспользуемся формулой Илларионова



На участке А-1

На участке 4-3

На участке А-3

На участке В-2

На участке В-4

Выберем напряжение всей сети 110 кВ.

6. Выбор сечений проводов

По экономической плотности тока.

Определим расчетный ток протекающий по участкам сети и сечение провода по формулам, выберем стандартные сечения проводов и сведем их в таблицу №1.

Для напряжения сети 110 кВ наименьшее сечение 70 мм², поэтому для участка линии 4-3 примем провода морок АС-70/11.

Таблица №1

Участок	А-1	3-4	А-3	В-2	В-4
IP, А	239	33,53	395,1	169,1	386,3
FР, мм2	239	33,53	395,1	169,1	386,3
Марка провода	2хАС-240/32	АС-70/11	2хАС-240/32	2хАС-185/24	2хАС-240/32

7.Произведем проверку выбранных сечений по условиям короны

Для напряжения сети 110 кВ наименьшее сечение 70 мм², поэтому для участка линии 3-2 примем провода морок АС-70/11.

Проверка выбранных сечений по допустимой токовой нагрузке.

Проверку будем осуществлять исходя из расчетных токов аварийных режимов:

- отключение одного из самых нагруженных головных участков для одноцепных линий;

- отключение одной цепи головного участка для двухцепной линии.

Длительно допустимые токи для участков цепи варианта №1 сведем в таблицу №3

Участок	А-1	1-3	А-3	В-2	4-2	В-4
Марка провода	2хАС-240/32	АС-70/11	2хАС-240/32	2хАС-240/32	АС-70/11	АС-240/32
Длительно допустимый ток, IД, А	605х2	265	605х2	605х2	265	605

Режим №1 Обрыв одной цепи двухцепной линии участка А-1

А А

82МВт 62 МВт

На участке А- 1 ток составит

Режим №2 Обрыв одной цепи двухцепной линии участка А-3

На участке А- 3 ток составит

Режим №3 Обрыв одной цепи двухцепной линии участка В-3

Второй участок сети.

В В

58МВт 72 МВт

На участке В-2 ток составит

Режим №4 Обрыв линии В-4

На участке В-2 ток составит

Ток участка 2-4

Следовательно принимаем провод марки АС-150/19,

Сведем в таблицу результаты проверки

Участок	А-1	1-3	А-3	В-2	4-2	В-4
Марка провода	2хАС-240/32	АС-70/11	2хАС-240/32	2хАС-240/32	АС-150/19	АС-240/32
Длительно допустимый ток, IД, А	605х2	265	605х2	605х2	475	605

Длительно допустимые токи для участков цепи варианта №2 сведем в таблицу №4

Участок	А-1	3-4	А-3	В-2	В-4
Марка провода	2хАС-240/32	АС-70/11	2хАС-240/32	2хАС-185/24	2хАС-240/32
Длительно допустимый ток, IД, А	605х2	265	605х2	510х2	605х2

Режим №1 Обрыв одной цепи двухцепной линии участка А-1

На участке А-1 ток составит

Режим №2 Обрыв одной цепи двухцепной линии участка А-3

На участке А- 3 ток составит

Режим №3 Обрыв одной цепи двухцепной линии участка В-4

На участке В-4 ток составит

Режим №4 Обрыв одной цепи двухцепной линии участка В-2

На участке В-2 ток составит

Сведем в таблицу результаты проверки

Участок	А-1	3-4	А-3	В-2	В-4
Марка провода	2хАС-240/32	АС-70/11	2хАС-240/32	2хАС-185/24	2хАС-240/32
Длительно допустимый ток, IД, А	605х2	265	605х2	510х2	605х2

8.Выбор силовых трансформаторов

В практике проектирования районных электрических сетей для нагрузок первой и второй категории мощностью свыше 10 МВт применяют двухтрансформаторные подстанции. Мощность каждого трансформатора выбирается исходя из условия

где S_м - максимальная нагрузка подстанции.

Результаты расчетов и выбранные трансформаторы сведем в таблицу №5

Таблица №5

№ п/с	1	2	3	4
Sм, МВА	91,1	64,4	68,9	80
Sт, МВА	62,8	44,4	47,5	55,2
Тип СТ	ТРДЦН-63000/110/10	ТРДЦН-63000/110/10	ТРДЦН-63000/110/10	ТРДЦН-63000/110/10

Определим потери энергии в трансформаторах.

Активные потери

Реактивные потери.

Для варианта 1 и 2

Тип трансформатора	ТРДЦН-63000/110	ТРДЦН-63000/110	ТРДЦН-63000/110	ТРДЦН-63000/110
РКЗ, кВт	260	260	260	260
P, кВт	82000	58000	62000	72000
uк, %	10,5	10,5	10,5	10,5
Потери реактивные, МВАр	6,91	3,45	3,95	5,33
Потери активные, МВт	0,271	0,136	0,155	0,209
Итого активные	0,771 МВт
Итого реактивные	19,64 МВАр

9. Выбор схем подстанций

При выборе варианта схемы электрической сети необходимо чтобы схема сети обеспечивала:

- требуемую надежность электроснабжения потребителей в зависимости от категории;

- максимальный охват территории района;

- гибкость;

- нормируемое качество;

- оптимизацию уровней токов КЗ;

- соответствие требованиям охраны окружающей среды.

Осуществим выбор схем подстанций для варианта сети №1

Для п/с1, п/с2, п/с3 принимаем схему мостик с отделителями и дополнительной линией, присоединенной через два выключателя

Для п/с4 принимаем схему мостик с выключателем в перемычке

Осуществим выбор схем подстанций для варианта сети №2

Для п/с1, п/с2 принимаем схему ОРУ без выключателей для двухтрансформаторной тупиковой подстанции



Для п/с3, п/с4 принимаем схему мостик с отделителями и дополнительной линией, присоединенной через два выключателя

10. Технико-экономический расчет

Экономическим критерием, по которому определяют наивыгоднейший вариант, является минимум приведенных затрат которые вычисляются по формуле

,

где Е_Н =0,15 нормативный коэффициент эффективности капиталовложений, К - единовременные капиталовложения, И - ежегодные эксплуатационные расходы.

К=К_л+К_тр+К_ору+К_пост,

где К_л- капиталовложения в линию, К_тр- капиталовложения в трансформаторы, К_ору-капиталовложение в распределительное устройство, К_пост- постоянная часть затрат.

Определим капиталовложения и сведем их в таблицу №6 для обоих вариантов сети

Таблица №6

Наименование	Единица изм.	Стоимость ед.изм. в тыс.руб.	Вариант №1	Вариант №2
			Кол-во	Сумма тыс.руб	Кол-во	Сумма тыс.руб
ЛЭП
А-1	Км	1650	31,6	52140	-	-
1-3	Км	850	44,7	37995	-	-
3-А	Км	1650	31,6	52140	-	-
В-2	Км	1650	31,62	52173	-	-
2-4	Км	850	30	25500	-	-
4-В	Км	1650	36	59400	-	-
А-1	Км	1650	-	-	31,6	52140
А-3	Км	1650	-	-	31,6	52140
3-4	Км	850	-	-	42,4	36040
4-В	км	1650	-	-	36	59400
В-2	Км	1650	-	-	31,6	52140
Итого по ЛЭП	279348	251860
ОРУ
ПС1	-	530/30000	1	30000	2	1060
ПС2	-	530/30000	1	30000	2	1060
ПС3	-	530/30000	1	30000	1	30000
ПС4	-	530/30000	1	30000	1	30000
Итого по ОРУ	120000	62120
Трансформаторы
ТРДЦН63000/110	Шт	9000	2	18000	2	18000
ТРДЦН63000/110	Шт	9000	2	18000	2	18000
ТРДЦН63000/110	Шт	9000	2	18000	2	18000
ТРДЦН63000/110	Шт	9000	2	18000	2	18000
Итого по трансформаторам	72000	72000
Постоянная часть затрат
ПС	-	9000	4	36000	2	18000
	-	7000	0		2	14000
Итого по постоянной части затрат	36000	32000
ИТОГО капиталовложений в сеть	507348	417980

Ежегодные эксплуатационные расходы.

И=И_А+И_Э

где И_А - Полные годовые отчисления на амортизацию и обслуживание сети; И_Э - стоимость потерянной за год электроэнергии.

Для варианта 1

И=7821,7+18048+437,7=26307,4 тыс. руб.

Для варианта 2

И=7052,1+12607,3+388,1=20047,5 тыс. руб.

Находим отчисления на амортизацию и обслуживание линий

Для варианта 1

Для варианта 2

Находим отчисления на амортизацию и обслуживание силового оборудования

Для варианта 1



Для варианта 2

Определим стоимость потерянной за год электроэнергии

Для варианта 1

Для варианта 2

Где t=8760 ч, - время максимальных потерь по графику рис.6,2 [3] для Т_М=7000ч и cos=0,9 составляет 5800 ч, З=1,2 коп/кВтч

- потери мощности в линии, - потери мощности в трансформаторах,

- постоянные потери энергии в п/с.

Определим потери мощности в линиях и сведем их в таблицу



Реактивные потери

Зарядные мощности линий

Для варианта 1

Наименование участка	А-1	1-3	3-А	В-2	2-4	4-В
Марка провода	2хАС-240/32	АС-70/11	2хАС-240/32	2хАС-240/32	АС-150/19	АС-240/32
Мощность в линии	76140 кВт	5850 кВт	67860 кВт	65800 кВт	7800 кВт	64200 кВт
Длина линии	31,6 км	44,7 км	31,6 км	31,62 км	30 км	36 км
Сопротивление погонное активное	0,121 Ом/км	0,429 Ом/км	0,121 Ом/км	0,121 Ом/км	0,199 Ом/км	0,121 Ом/км
Сопротивление линии активное	1,91 Ом	19,176 Ом	1,91 Ом	1,91 Ом	5,97 Ом	4,356 Ом
Сопротивление погонное реактивное	0,401 Ом/км	0,441 Ом/км	0,401 Ом/км	0,401 Ом/км	0,415 Ом/км	0,401 Ом/км
Сопротивление линии реактивное	6,33 Ом	19,7 Ом	6,33 Ом	6,33 Ом	12,45 Ом	14,43 Ом
Потери активной мощности	1,129 МВт	0,067 МВт	0,897 МВт	0,843 МВт	0,037 МВт	1,832 МВт
Потери реактивной мощности	0,505 МВАр	0,008 МВАр	0,93 МВАр	2,346 МВАр	0,174 МВАр	8,003 МВАр
10-6 b0,См/км	2,84	2,57	2,84	2,84	2,74	2,84
QC, МВАр	2,17	1,39	2,17	2,17	0,99	1,24

Суммарные потери во всей сети

Для варианта 2

Наименование участка	А-1	А-3	3-4	В-4	В-2
Марка провода	2ХАС-240/32	2хАС-240/32	АС-70/11	2хАС-240/32	2хАС-185/24
Мощность в линии	82000 кВт	67750 кВт	5750 кВт	66250 кВт	58000 кВт
Длина линии	31,6 км	31,6 км	42,4 км	36 км	31,6 км
Сопротивление погонное активное	0,121 Ом/км	0,121 Ом/км	0,429 Ом/км	0,121 Ом/км	0,157 Ом/км
Сопротивление линии активное	1,91 Ом	1,91 Ом	18,189 Ом	2,178 Ом	2,48 Ом
Сопротивление погонное реактивное	0,401 Ом/км	0,401 Ом/км	0,441 Ом/км	0,401 Ом/км	0,409 Ом/км
Сопротивление линии реактивное	6,33 Ом	6,33 Ом	18,69 Ом	7,22 Ом	6,46 Ом
Потери активной мощности	1,31 МВт	0,895МВт	0,061 МВт	0,975 МВт	0,851 МВт
Потери реактивной мощности	4,34 МВАр	2,96 МВАр	0,06 МВАр	3,23 МВАр	2,21 МВАр
10-6 b0,См/км	2,84	2,84	2,57	2,84	2,78
QC, МВАр	2,17	2,17	1,32	2,47	2,17

Суммарные потери во всей сети

Определим постоянные потери



Для варианта 1 и 2

Тип трансформатора	ТРДЦН-63000/110	ТРДЦН-63000/110	ТРДЦН-63000/110	ТРДЦН-63000/110
РХХ, кВт	59	59	59	59
Потери, МВт	0,118	0,118	0,118	0,118
Итого	0,472 МВт

Минимум приведенных затрат составит

Для варианта 1

Для варианта 2

Исходя из расчетов примем вторую конфигурацию сети. З=19,2%.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В ходе работы произвели выбор сечения проводов их тип, уровень номинального напряжения, трансформаторов, схем соединений отрытого распределительного устройства, определили потери и произвели технико-экономическое сравнение двух вариантотв исполнения сети.

Из рассмотренных вариантов электрической сети, при сопоставлении- минимума приведенных затрат, максимальной производительности, надежности функционирования, минимума расхода цветного металла, минимум потерь электроэнергии выбрали вторую конфигурацию сети.

Список используемой литературы

1. Электропитающие системы и электрические сети: Метод. Указ. /Самар. гос. техн. ун-т. филиал в г. Сызрани; сост. А.Г. Сорокин. Сызрань 2002

2. Справочник по проектированию электрических сетей/ Под ред. Д.Л. Файбисовича. - 2-е изд., перераб. и доп. - М.:Изд-во НЦ ЭНАС, 2006.-352с.:ил.

3. Лыкин А.В. Электрические системы и сети: Учеб. пособие.-М.: Университетская книга; Логос, 2006.

Размещено на Allbest.ru