Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Федеральное агентство по образованию

Вологодский государственный технический университет

Кафедра: Электроснабжения

Дисциплина: Электрические питательные системы и сети

Курсовой проект

Передача и распределение электроэнергии

Вариант 46

Вологда

2004

Введение

В настоящее время в жизни человека большую роль играет электроэнергия. Проблемы поставки ее потребителю, а также поддержания высокого качества поставляемой электроэнергии стоят перед разработчиками энергосистем.

Электроэнергия должна удовлетворять большому количеству различных критериев, как то величина отклонения напряжения, частота и множество других. С точки зрения производителей электроэнергии электрическая система должна быть экономичной и выполненной максимально качественно с минимумом затрат на электрооборудование и потери в линиях - это позволит увеличить передачу производимой электроэнергии потребителю. Основываясь на этих критериях, следует подобрать все электрооборудование системы.

Отдельным пунктом идет поддержание напряжения в пределах допустимой нормы в различных режимах энергосистемы (наибольшей и наименьшей нагрузки, а также послеаварийном режиме). Для этой цели используются регуляторы напряжения непосредственно на трансформаторах (РПН и ПБВ), а также конденсаторные батареи, которые, уменьшая реактивную энергию в энергосистеме, способствуют уменьшению падения напряжения в линиях.

В данной курсовой работе мы попытаемся решить проблемы поставки электроэнергии потребителю и сохранения ее высокого качества. Курсовая работа содержит следующие основные пункты: выбор и обоснование трансформаторов и воздушных линий энергосистемы, расчет режимов наибольшей и наименьшей нагрузки, компенсация реактивной мощности системы, расчет послеаварийных режимов и регулирование напряжения, механический расчет воздушных линий.

Исходные данные

Рис.1. Схема электрической сети

Таблица №1

S_i (МВ^.А)

S3,4	S6	S7	S10,11	S12	S13	S14	S18	S19	S20
20	25	180	5	12	10	8	0,5	0,7	0,8

Таблица №2

L_i,j (км)

1 2	2 5	7 8	7 9	8 9	10,12 11,12	14 15	15 16	16 17
100	120	40	30	40	18	6	5	4

1. Выбор сечения проводов воздушных линий

1.1 Предварительный расчет потоков мощностей:

1.2 Расчет сечений:

,

Пример расчета:

Таблица №3

№ узла	Fi,j,мм2	Uном, кВ
1,2	516,7	330
2,5	446,7	330
7,8	93,6	110
7,9	109,78	110
8,9	11,36	110
10,12 11,12	76,2	35
14,15	82,6	10
15,16	62	10
16,17	33	10

1.3 Расчет параметров схем замещения проводов ВЛ

; ; ; ; ; .

U кВ	330	110	35	10
Dср	10,58	4,518	4,518	1,317

Пример расчета:

Линия 1-2

, , ,

,

Таблица №4

№Узла	Тип проводов	L км	Сопротивление проводов	Проводимость
			r0 Ом/км	rл Ом	x0 Ом/км	xл Ом	b0 мкСм/км	bл мкСм
1,2	2хАС330	100	0,053	5,3	0,316	31,6	3,557	355,7
2,5	2хАС240	120	0,066	7,92	0,32	38,4	3,512	421,44
7,8	АС95	40	0,322	13,28	0,424	16,96	2,68	107,32
7,9	АС120	30	0,263	7,89	0,416	12,48	2,33	81,96
8,9	АС70	40	0,45	18	0,435	17,4	2,615	104,6
10,12 11,12	АС95	18	0,332	6	0,424	7,632	2,68	48,3
14,15	АС95	6	0,332	1,99	0,347	2,082	3,31	19,86
15,16	АС70	5	0,45	2,25	0,357	1,785	3,207	16,035
16,17	АС35	4	0,9	3,6	0,376	1,504	3,037	12,148

2. Выбор типа и мощности трансформаторов

Таблица №5

Тип трансформатора	Сопротивление обмоток (Ом)
	rВС	rВН	rСН	rВ	rC	rН	xВС	xВН	xСН	xВ	xС	xН	bТ, мкСм
ТРДН-63000/330/10,5/10,5	-	6,31	-	-	-	-	-	190,14	-	-	-	-	4,63
АТДЦТН-200000/330/115/6,6	1,525	3,58	3,58	0,762	0,762	2,824	57,17	206,91	136,12	63,979	-6,806	142,93	8,264
ТДН-16000/115/35	-	4,39	-	-	-	-	-	86,79	-	-	-	-	8,469
ТДТН-25000/115/11/6,6	2,96	2,96	2,96	1,481	1,481	1,481	55,55	92,57	34,385	56,867	-1,322	35,707	13,23
ТМ-1000//10/0,4	-	1,15	-	-	-	-	-	5,5	-	-	-	-	50

Формулы для расчета трансформаторов

Автотрансформатор: АТДЦТН-200000/330/115/6,6

U=330кВ;U_kBC=10,5%;U_kBH=38%;U_kCH=25%;S_ном=200МВ^.А;

P_kBC=P_kBH=P_kCH=560кВт;P_x=115 кВт;I_x=0,45%.



;

;

;

;

Трехобмоточный трансформатор: ТДТН-25000/110/115/11/6,6

U=115 кВ, U_kBC=10,75 %, U_kBH=17,5 %, U_kCH=6,5 %, I_x=0,7 %, S_ном=25 МВ^.А, P_x=28,5 кВт, P_k=140кВт.

Двухобмоточные трансформаторы:

ТРДН-63000/330/10,5/10,5

U_ном=115кВ; I_x=0.8 %, S_ном=63 МВ^.А, P_x=100 кВт, P_k=230 кВт, U_k=11%

;

;

ТДН - 16000/115/11

U_ном=115кВ; I_x=0.7 %, S_ном=16 МВ^.А, P_x=18 кВт, P_k=85 кВт, U_k=10,5%

;

;

ТМ - 1000/10/0,4

U_ном=115кВ; I_x=0,5 %, S_ном=16 МВ^.А, P_x=1,65 кВт P_k=11,5кВт, U_k=5,5%

;

;

3. Расчет рабочих режимов

3.1 Расчет потерь мощности в элементах сети

3.1.1 Потери мощности в трансформаторах и автотрансформаторах

Потери мощности в автотрансформаторе (нб):

;

Потери мощности в трёхобмоточном трансформаторе

ТДТН - 25000/115/11/6,6

Потери мощности в двухобмоточных трансформаторах (max):

ТРДН-63000/330/10,5

ТДН-16000/115/11

ТМ-1000/10/0,4

Таблица№6

Тип трансформатора	Pmax МВт	Qmax МВт
2хАТДЦТН-200000/330/115	0,755	7,425
ТДТН-25000/115/11	0,168	2,26
ТРДН-63000/330/10,5	0,193	3,298
ТДН-16000/115/11	0,06	0,984
ТМ-1000/10/0,4	0,009	0,04
ТМ-1000/10/0,4	0,007	0,03
ТМ-1000/10/0,4	0,0045	0,0187

3.2 Расчет потоков мощностей при наибольшей нагрузке

Для четного узла ;

Для нечётного узла ;



3.3 Расчет напряжений в узлах электрической сети

3.3.1 Приведение параметров схемы замещения к напряжению U=110 кВ

Таблица№7

Элемент схемы	Uном кВ	r, Ом	r`, ОМ	x, Ом	x`, Ом
1,2	330	5,25	0,58	31,572	3,51
2,5	330	7,875	0,88	37,886	4,21
7,8	110	13,263	13,26	16,956	16,96
7,9	110	7,875	7,88	12,494	12,49
8,9	110	18	18	17,381	17,38
10,12	35	5,968	58,95	7,63	75,37
11,12	35	5,968	58,95	7,63	75,37
14,15	10	1,989	240,67	2,079	251,56
15,16	10	2,25	272,25	1,786	216,11
16,17	10	3,6	435,6	1,505	182,11
2,21	330	6,311	0,7	190,143	21,13
5,22	330	0,762	0,08	82,869	9,21
7,22	330	0,762	0,08	-25,697	-2,86
6,22	330	2,824	0,31	234,477	26,05
8,10	110	4,391	4,39	86,789	86,79
8,11	110	4,391	4,39	86,789	86,79
9,23	110	1,481	1,48	56,867	56,87
13,23	110	1,481	1,48	-1,322	-1,32
14,23	110	1,481	1,48	35,707	35,71
15,18	10	1,15	139,15	5,5	665,5
16,19	10	1,15	139,15	5,5	665,5
17,20	10	1,15	139,15	5,5	665,5

; ; при U_ном<110 кВ и ;

при U_ном>110 кВ

Определение напряжений



Остальной расчет производится аналогично, расчёт приведён в таблице

Таблица№8

Элемент схемы	Uрас кВ	Uф кВ
1	121	363
2	115,7	347,1
21	112	10,18
5	109,5	328,5
22	100,2	300,6
6	97,63	5,86
7	103,2	103,2
8	99,44	99,44
9	100,3	100,3
10	94,65	30,12
11	94,28	30
12	89,54	28,49
23	94,69	94,69
13	94,64	5,68
14	93,08	8,46
15	86,11	7,83
16	80,94	7,36
17	77,29	7,03
18	84,12	0,31
19	77,81	0,28
20	74,1	0,27

3.4 Потери в трансформаторах при наименьших нагрузках

Таблица №9

Тип трансформатора	P, МВт	Q, МВар
2хАТДЦТН-200000/330/115	0,55	6,291
ТДТН-25000/115/11	0,06	0,696
ТРДН-63000/330/10,5	0,123	1,202
ТДН-16000/115/11	0,028	0,31
ТМ-1000/10/0,4	0,0035	0,014
ТМ-1000/10/0,4	0,003	0,012
ТМ-1000/10/0,4	0,0024	0,008

3.5 Расчет потоков мощностей при наименьшей нагрузке

Таблица №10

№ линии	Конец линии	Начало линии
	Активная мощность, МВт	Реактивная мощность, МВар	Активная мощность, МВт	Реактивная мощность, МВар
16,17	0,363	0,19	0,37	0,192
15,16	0,67	0,39	0,684	0,4
14,15	0,911	0,519	4,533	2,302
14 э	4,533	2,302	4,533	2,302
9 э	8,846	4,519	8,846	4,519
10,12	2,7	1,32	4,994	2,476
11,12	2,7	1,32	4,869	2,701
10 э	4,994	2,476	4,994	2,476
11 э	4,869	2,701	4,869	2,701
8 э	9,919	4,516	9,919	4,516
7,8	8,45	4,18	8,547	4,305
7,9	10,316	4,855	10,4	4,989
8,9	1,47	0,336	1,473	0,339
7 э	95,451	55,852	95,451	55,852
2,5	107,251	44,695	108,227	26,444
1,2	125,851	17,978	126,63	3,296

3.6 Определение напряжений

Таблица№11

Элемент схемы	Uрас кВ	Uф кВ
1	115,5	346,5
2	114,8	344,4
21	112,9	10,26
5	113	339
22	109,5	328,5
6	108,2	6,49
7	110,9	110,9
8	109,3	109,3
9	109,6	109,6
10	106,9	34,01
11	106,7	33,95
12	104,4	33,22
23	107,3	107,3
13	107,3	6,44
14	106,5	9,68
15	103,2	9,38
16	100,7	9,15
17	98,94	8,99
18	102,2	0,37
19	99,16	0,36
20	97,36	0,35

3.7 Выбор компенсирующих устройств и расчет режимов проектируемой сети с КУ

;;

Таблица №12

№узла	Тип компенсирующего устройства
20	УКМ-58-0,4-200У1
19	2хУКМ-58-0,4-200У1
18	УКМ-58-0,4-200У1
14	УКЛ-57-10,5-22500УЗ
6	2хУКЛ-57-10,5-3150
13	3хУК-6(10)-1125Л(П)У3
4	УКЛ 57-10,5-2700У3 + + УКЛ 57-10,5-2250У3
3	3хУКЛ 57-10,5-2250УЗ

3.7.1 Расчет потерь мощности в трансформаторах (к.у.)

Таблица №13

Тип трансформатора	P, МВт	Q, МВар
2хАТДЦТН-200000/330/115	0,6025	7,505
ТДТН-25000/115/11	0,123	1,611
ТРДН-63000/330/10,5	0,1744	2,75
ТДН-16000/115/11	0,053	0,804
ТМ-1000/10/0,4	0,0078	0,035
ТМ-1000/10/0,4	0,0059	0,02551
ТМ-1000/10/0,4	0,004	0,0166

3.7.2 Расчёт потоков(к.у.)

Таблица №14

№ линии	Конец линии	Начало линии
	Активная мощность, МВА	Реактивная мощность, МВА	Активная мощность, МВА	Реактивная мощность, МВА
16.17	0,728	0,186	0,748	0,195
15.16	1,349	0,357	1,393	0,392
14.15	1,847	0,495	9,12	2,141
14 э	9,12	2,141	9,12	2,141
9 э	17,743	4,548	17,743	4,548
10.12	5,4	1,065	10,048	2,104
11.12	5,4	1,065	9,798	2,104
10 э	10,048	2,104	10,048	2,104
11 э	9,798	2,104	9,798	2,104
8 э	19,951	4,534	19,951	4,534
7.8	17,078	4,371	17,419	4,807
7.9	20,616	4,711	20,907	5,173
8.9	2,873	0,163	2,886	0,175
7 э	191,338	41,669	191,338	41,669
2.5	214,441	30,927	217,835	24,31
1.2	253,009	15,389	256,107	14,649

3.7.3 Определение напряжений

Таблица №15

№ узлов	Uр кВ	Uф кВ
1	121	363
2	119,5	358,5
21	117,9	10,72
5	117,1	351,3
22	115,7	347,1
6	114,7	6,88
7	116,8	116,8
8	113,9	113,9
9	114,7	114,7
10	111,5	35,48
11	111,5	35,48
12	107,7	34,27
23	112,5	112,5
13	112,4	6,74
14	111,7	10,15
15	106,2	9,65
16	102	9,27
17	98,76	8,98
18	105,1	0,38
19	100,4	0,37
20	96,8	0,35

воздушная линия сеть

4. Расчет послеаварийных режимов

4.1 Разрыв линии 7,8

Рис. 2. Схема электрической сети после аварии

4.1.1 Расчет потерь мощности в трансформаторах при отключении линии 7,8

Таблица №16

Тип трансформатора	P, МВт	Q, МВар
2хАТДЦТН-200000/330/115	0,6025	7,505
ТДТН-25000/115/11	0,123	1,611
ТРДН-63000/330/10,5	0,1744	2,75
ТДН-16000/115/11	0,053	0,804
ТМ-1000/10/0,4	0,0078	0,035
ТМ-1000/10/0,4	0,0059	0,02551
ТМ-1000/10/0,4	0,004	0,0166

4.1.2 Расчет потоков в сети после аварии

Таблица №17

№ линии	Конец линии	Начало линии
	Активная мощность, МВА	Реактивная мощность, МВА	Активная мощность, МВА	Реактивная мощность, МВА
16.17	0,728	0,186	0,748	0,195
15.16	1,349	0,357	1,393	0,392
14.15	1,847	0,495	9,12	2,141
14 э	9,12	2,141	9,12	2,141
9 э	17,743	4,548	17,743	4,548
10.12	5,4	1,065	10,048	2,104
11.12	5,4	1,065	9,798	2,104
10 э	10,048	2,104	10,048	2,104
11 э	9,798	2,104	9,798	2,104
8 э	19,962	5,387	19,962	5,387
7.9	38,34	10,549	39,369	12,182
8.9	19,962	5,387	20,597	6,001
7 э	194,034	46,756	194,034	46,756
2.5	217,776	43,964	221,345	38,189
1.2	256,538	29,819	259,754	29,789

4.1.3 Определение напряжений при отключении линии 7,8

Таблица №18

№ узла	Uрас кВ	Uф кВ
1	121	363
2	119	357
21	117,4	10,67
5	116	348
22	113,6	340,8
6	112,6	6,76
7	114,8	114,8
8	106,9	106,9
9	110,9	110,9
10	104,4	33,22
11	104,4	33,22
12	100,6	32,01
23	108,7	108,7
13	108,6	6,52
14	108	9,82
15	102,5	9,32
16	9,83	0,89
17	95,01	8,64
18	101,3	0,37
19	96,61	0,35
20	93,06	0,34

4.2 Разрыв линии 11,12

Рис. 3. Схема электрической сети после аварии

4.2.1 Расчет потерь мощности в трансформаторах при отключении линии 11,12

Таблица №19

Тип трансформатора	P, МВт	Q, МВар
2хАТДЦТН-200000/330/115	0,6025	7,505
ТДТН-25000/115/11	0,123	1,611
ТРДН-63000/330/10,5	0,1744	2,75
ТДН-16000/115/11	0,053	0,804
ТМ-1000/10/0,4	0,0078	0,035
ТМ-1000/10/0,4	0,0059	0,02551
ТМ-1000/10/0,4	0,004	0,0166

4.2.2 Расчет потоков мощности в сети после аварии

Таблица №20

№ линии	Конец линии	Начало линии
	Активная мощность, МВА	Реактивная мощность, МВА	Активная мощность, МВА	Реактивная мощность, МВА
16.17	0,728	0,186	0,748	0,195
15.16	1,349	0,357	1,393	0,392
14.15	1,847	0,495	9,12	2,141
14 э	9,12	2,141	9,12	2,141
9 э	17,743	4,548	17,743	4,548
11.12	10,8	2,13	11,39	2,885
10 э	9,473	1,996	9,473	1,996
11 э	9,945	2,292	9,945	2,292
8 э	19,525	4,631	19,525	4,631
7.8	16,803	4,439	17,134	4,862
7.9	20,465	4,74	20,752	5,196
8.9	2,722	0,192	2,733	0,203
7 э	190,897	104,324	190,897	104,324
2.5	214,562	100,602	218,623	97,192
1.2	253,816	88,822	257,302	90,419

4.2.3 Определение напряжений

Таблица №21

№ узла	Uрас кВ	Uф кВ
1	121	363
2	117	351
21	115,5	10,5
5	111,8	335,4
22	104,7	314,1
6	103,7	6,22
7	107,4	107,4
8	104,5	104,5
9	105,3	105,3
10	100,7	32,04
11	100,7	32,04
12	92,82	29,53
23	103,1	103,1
13	103	6,18
14	102,4	9,31
15	96,9	8,81
16	92,69	8,43
17	89,41	8,13
18	95,73	0,35
19	91,02	0,33
20	87,46	0,32

5. Выбор и обоснование средств регулирования напряжений

Т8: ТДН - 16000/110/10

U₈ = 111,069 кВ

РПН ±9 ` 1.77% в нейтрали ВН (стр.117 [ 2 ] )

Т9: ТДТН 25000/110/35/10

U₉ = 112,083 кВ, U₁₄ =10,03 кВ,

РПН ±9 ` 1.77% в нейтрали ВН (стр.117 [ 2 ] )

ПБВ ±2 ` 2.5% на стороне СН (стр.117 [ 2 ])

Т15: ТМ 1000/10/0,4

U₁₅ = 9,405 кВ,

ПБВ ±2 ` 2.5% (стр.116 [ 2 ] )

Результаты регулирования напряжения сведены в таблицу 22

Таблица №22

№ узла	Режим наибольших нагрузок	Режим наименьших нагрузок	Режим с компенсирующими устройствами
	Ui, кВ	1cт.	2ст.	3ст.	Ui, кВ	1cт.	2ст.	3ст.	Ui,кВ	1cт.	2ст.	3ст.
1	363	363			346,5	346,5			363	363
2	347,1	347,1			344,4	344,4			358,5	358,5
3	10,18	10,5			10,26	10,26			10,72	10,72
4	10,18	10,5			10,26	10,26			10,72	10,72
5	328,5	367,92			339	339			351,3	351,3
6	5,86	6,5632			6,49	6,49			6,88	6,983
7	103,2	115,584			110,9	110,9			116,8	118,5
8	99,44	111,373			109,3	109,3			113,9	115,6
9	100,3	112,336			109,6	109,6			114,7	116,4
10	30,12	33,7344	39,1386		34,01	34,01	37,0368		35,48	36,01	37,9352
11	30	33,6	38,9827		33,95	33,95	36,9715		35,48	36,01	37,9352
12	28,49	28,49	31,9088		33,22	33,22	36,1765		34,27	34,78	36,6415
13	5,68	6,3616	7,15425		6,44	6,44	7,01316		6,74	6,841	7,44995
14	8,46	9,4752	10,6558		9,68	9,68	10,5415		10,15	10,30	11,2191
15	7,83	8,7696	9,86229		9,38	9,38	10,2148		9,65	9,794	10,6664
16	7,36	8,2432	9,27030		9,15	9,15	9,96435		9,27	9,409	10,2464
17	7,03	7,8736	8,85465		8,99	8,99	9,79011		8,98	9,114	9,92590
18	0,31	0,3472	0,39046	0,409	0,37	0,37	0,40293	0,42307	0,38	0,385	0,42002
19	0,28	0,3136	0,35267	0,370	0,36	0,36	0,39204	0,41164	0,37	0,375	0,40897
20	0,27	0,302	0,34	0,357	0,35	0,35	0,38115	0,40020	0,35	0,355	0,38686	0,39653

№ уз-ла	Напряжения при Sпа7,8 , кВ	Напряжения при Sпа11,12, кВ
	Ui,	1ст	2ст	3ст	Ui,	1ст	2ст	3ст
1	363	363			363	363
2	357	357			351	351
3	10,67	10,67			10,5	10,5
4	10,67	10,67			10,5	10,5
5	348	348			335,4	335,4
6	6,76	7,5712			6,22	6,3133
7	114,8	128,576			107,4	109,011
8	106,9	119,728			104,5	106,067
9	110,9	124,208			105,3	106,879
10	33,22	37,2064	39,1932		32,04	32,5206	35,4149
11	33,22	37,2064	39,1932		32,04	32,5206	35,4149
12	32,01	35,8512	37,7656		29,53	29,9729	32,6405
13	6,52	7,3024	7,56236		6,18	6,2727	6,83097
14	9,82	10,9984	11,3899		9,31	9,44965	10,2906
15	9,32	10,4384	10,8100		8,81	8,94215	9,73800
16	8,94	10,0128	10,3692		8,43	8,55645	9,31797
17	8,64	9,6768	10,0212		8,13	8,25195	8,98637
18	0,37	0,4144	0,42915		0,35	0,35525	0,38686	0,40621
19	0,35	0,392	0,40595		0,33	0,33495	0,36476	0,38299
20	0,34	0,3808	0,39435	0,41407	0,32	0,3248	0,35370	0,37139

6. Технико-экономическое обоснование сечений ВЛ, трансформаторов, компенсирующих устройств

a. Технико-экономическое обоснование сечений ВЛ

E_H=0.23, b=1руб/кВт^.ч, K₂₀₀₄=K₁₉₈₅^.D^.l, D=30, И_Г = ДРфb

Линия 1-2, 330 кВ, 2хАС330/30

Выбираем железобетонные одноцепные опоры

l=100 км

К₂₀₀₄ = 30 '38,6^.100 = 115800 тыс.руб

T_нб=6000 ч

ч

тыс.руб

Возьмем провод АС400/18

r_уд=0.07752 Ом/км

К₂₀₀₄=133320 тыс.руб

тыс.руб

Экономически более выгодно использовать провод АС330/30

Линия 7-8, 110 кВ, АС95/16

Выбираем железобетонные одноцепные опоры

l=40 км

К₂₀₀₄ = 30·15,9·40 = 19080 тыс.руб

T_нб=5000 ч

ч

тыс.руб

Возьмем провод АС120/19

К₂₀₀₄=17280 тыс.руб

тыс.руб

Экономически более выгодно использовать провод АС120/19

Линия 10-12, 35 кВ, АС95/16

l=18 км

К₂₀₀₄ = 30 '13.7^.18 =7398 тыс.руб

T_нб=4000 ч

ч

тыс.руб

Возьмем провод АС120/19



К₂₀₀₄=7344 тыс.руб

тыс.руб

Экономически более выгодно использовать провод АС120/19

Линия 15-16, 10 кВ, АС70

l=5 км

К₂₀₀₄ = 30 '11,5^.5=1725 тыс.руб

T_нб=3000 ч

ч

тыс.руб

Возьмем провод АС95

К₂₀₀₄=1710 тыс.руб

тыс.руб

Экономически более выгодно использовать провод АС70.

b. Технико-экономическое обоснование трансформаторов

K₂₀₀₄=K₁₉₈₅^.D



АТДЦТН-200000/330/110

К₂₀₀₄=291^.30=8730 тыс.руб

тыс.руб

Возьмем автотрансформатор АТДЦТН-250000/330/110

К₂₀₀₄=9600 тыс.руб

тыс.руб.

Экономически выгоднее использовать АТДЦТН-200000/330/110

ТДТН-25000/110

К₂₀₀₄=72,3^.30=2169 тыс.руб

тыс.руб

Возьмем трансформатор ТДТН-40000/110

К₂₀₀₄=2832 тыс.руб

тыс.руб

Экономически более выгодно использовать ТДТН-25000/110

ТДН-16000/110

К₂₀₀₄=48^.30=1440 тыс.руб

тыс.руб

Возьмем трансформатор ТДН-25000/110

К₂₀₀₄=1860 тыс.руб

тыс.руб

Экономически более выгодно использовать ТДН-16000/110

ТМ-1000/10

К₂₀₀₄=2,97^.30=88,95 тыс.руб

тыс.руб.

Возьмем трансформатор ТМ-1600/10

К₂₀₀₄=124,5 тыс.руб.

тыс.руб.

Экономически более выгодно использовать ТМ-1000/10

c. Технико-экономическое обоснование ККУ

УКМ-58-0,4-200У1

К₂₀₀₄=2,09^.30=62,7 тыс.руб.

тыс.руб.

года

УКЛ-57-10,5-2250У3

К₂₀₀₄=5,18^.30=155,4 тыс.руб.

тыс.руб.

года

7. Механический расчет проводов воздушной линии 110 кВ

Линию с номинальным напряжением 110 кВ предполагается построить в третьем районе по гололеду и втором по ветру. Высшая температура в этом районе +40⁰С, низшая температура -40⁰С, среднегодовая +5⁰С. Линия будет проложена на одноцепных железобетонных опорах типа ПБ110-5 проводом марки АС-120/19. Длина пролета принята равной 220 м.

Определим наибольшую стрелу провеса провода.

Сначала по справочнику определяем для нормального исполнения провода сечение алюминиевой части F_al =118 мм², стального сердечника - F_ст 18,8 мм², удельная масса провода G₀ = 471 ^КГ/_КМ. Теперь при соотношении ^Fal/_Fст = 120/19 для провода марки АС определяем:

модуль упругости ;

температурный коэффициент линейного расширения

предел прочности при растяжении провода и троса в целом ;

диаметр провода 15,2 мм;

Нормативные допускаемые напряжения проводов и тросов:

при наибольшей нагрузке и при низшей температуре воздуха

при среднеэксплуатационных условиях:

В качестве расчетных величин для второго района по ветру по справочнику принимаем нормативную скорость ветра 25 м/с, для второго района по гололеду принимаем нормативную толщину стенки гололеда 15 мм.

Определяем удельные нагрузки:

1) от собственной массы провода

,

где - ускорение свободного падения;

- удельная масса провода;

- сечение алюминиевой и стальной части провода.

2) от массы гололеда

где - удельная масса льда;

- нормативная толщина стенки гололеда;

- диаметр провода.

3) от массы провода и массы гололёда

4) от давления ветра на провод без гололеда

где - коэффициент, зависящий от высоты подвеса проводов;

- аэродинамический коэффициент;

- скорость ветра;

- сечение провода.

5) от давления ветра на провод с гололедом

6) от собственной массы провода и давления ветра без гололеда

7) от собственной массы провода и гололёда и от давления ветра

Критические пролёты проводов

Первый критический пролёт характеризуется:

· низшая температура воздуха ;

· удельная нагрузка ;

· допускаемое напряжение провода ;

· среднегодовая расчетная температура ;

· допускаемое напряжение провода при среднеэксплуатационных условиях .

При этом критический пролёт определяется выражением:

Для определения второго критического пролета принимаем:

· низшая температура воздуха ;

· удельная нагрузка ;

· допускаемое напряжение провода ;

· удельная нагрузка ;

· расчётная температура при наибольшей нагрузке ;

· допускаемое напряжение провода при наибольшей нагрузке .

Третий критический пролет определяем при следующих условиях:

· среднегодовая расчетная температура ;

· удельная нагрузка ;

· допускаемое напряжение провода в среднеэксплуатационных условиях ;

· удельная нагрузка ;

· расчётная температура при наибольшей нагрузке ;

· допускаемое напряжение провода при наибольшей нагрузке



Итак, м; м; м; м, поэтому

; .

При этом условии по справочнику выясняем, что в дальнейших расчетах в качестве исходных данных нужно принять:

· расчётная температура при наибольшей нагрузке ;

· удельная нагрузка ;

· допускаемое напряжение провода при наибольшей нагрузке .

Вычисляем критическую температуру:

,

,

.

Поэтому наибольшая стрела провеса будет при наибольшей нагрузке.

м.

Расчет монтажной таблицы

Расчёт монтажной таблицы делается по следующим формулам:

,

,

где - нагрузка провода;

- сечение провода;

- удельная нагрузка от массы провода;

- напряжение провода при монтаже.

найдем решив уравнение:

.

Результаты расчёта представлены в табл. 23

Таблица 23 - Монтажная таблица

	,	, кН	, м
-40	97,2	13,3	2,1
-30	86,57	11,84	2,35
-20	77,22	10,56	2,64
-10	69,17	9,46	2,95
0	67,39	8,53	3,27
10	56,725	7,76	3,6
20	52,01	7,11	3,92
30	48,07	6,57	4,24
40	44,77	6,125	4,5

По табл. 23 строятся монтажные кривые

Заключение

В ходе данной работы была разработана схема электроснабжения потребителей, выбраны трансформаторы и линии электропередач. Рассчитаны потери во всех элементах схемы в режимах наибольшей и наименьшей нагрузки, а также с компенсированной реактивной мощностью. Была проведена регулировка напряжения с целью приведения его к нормам, прописанным в ГОСТе. В процессе работы была вычислена критическая температура и критический пролет для воздушных линий электропередач на напряжение 110кВ. В экономической части работы мы рассмотрели технико-экономическое обоснование выбора элементов схемы и пришли к выводу, что увеличение сечения провода или мощности трансформаторов приводит к уменьшению материальных затрат. Также было выполнено несколько чертежей: 1) схема замещения 2) однолинейная схема замещения 3) график изменения напряжения сети (без регулирования) в зависимости от режима энергосистемы 4) монтажные кривые 5) Эскиз одноцепной опоры воздушной линии 110 кВ 6) ТЭО трансформаторов, линий и компенсирующих устройств.

Список использованных источников

1. Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования: Уч. пособие для вузов -М.: Энергоатомиздат, 1989г.

2. Блок В.М. Электрические сети и системы: Уч. пособие для электроэнергетических специальностей вузов. - М.: Высшая школа, 1986г.

3. Справочник по электроснабжению промышленных предприятий. -М.: Энергия, 1973г.

4. Правила устройства электроустановок. -М.: Энергия, 1998г.

5. Электротехнический справочник: В 3т. Т.3 В2 кн. Кн.1 Производство и распределение электрической энергии (Под общ. ред. профессоров МЭИ: И.Н.Орлова (гл. ред.) и др.)7-е изд. испр. и доп. -М.: Энергоатомиздат, 1988. -880 с.: ил.

Размещено на Allbest.ru