Розробка проекту електричної мережі району

Розрахунок струмів та напруг на ділянках без урахування втрат та вибір проводів. Техніко-економічне порівняння двох схем електричної мережі. Визначення довжин ліній. Аварійний режим роботи електричної схеми Б. Режим мінімального її навантаження.

Рубрика Физика и энергетика
Вид курсовая работа
Язык украинский
Дата добавления 27.02.2014
Размер файла 1,3 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

Зміст

1. Завдання

2. Вступ

3. Розроблення конфігурацій електричних мереж

4. Розрахунок електричної мережі схеми А

4.1 Визначення довжин ліній

4.2 Розрахунок струмів та напруг на ділянках без урахування втрат та вибір проводів

4.3 Вибір трансформаторів

4.4 Розрахунок потужності та падіння напруги на ділянках мережі

5. Розрахунок електричної мережі схеми Б

5.1 Визначення довжин ліній

5.2 Розрахунок струмів та напруг на ділянках без урахування втрат та вибір проводів

5.3 Вибір трансформаторів

5.4.Розрахунок потужності та падіння напруги на ділянках мережі

6. Техніко-економічне порівняння двох схем електричної мережі

6.1 Визначення капітальних витрат

7. Аварійний режим роботи електричної схеми Б

8. Режим мінімального навантаження електричної мережі схеми Б

Висновки

Список використаних джерел

1. Завдання

електрична мережа струм навантаження

Завданням передбачено виконання курсового проекту на тему «Розробка проекту електричної мережі району». Необхідно виконати електропостачання споживачів від потужного джерела електроенергії. Чотири споживачі характеризується чималою потужністю, для цієї групи споживачів доставлена електроенергія повинна бути перетворена на напругу 10 кВ. Два споживачі мають відносно невелику потужність і розташовані недалеко від одного з крупних споживачів. Ними можуть бути невеликі промислові сільськогосподарські і житлові райони і населені пункти. Електропостачання цих споживачів передбачається здійснити від підстанцій відповідних крупних споживачів і забезпечити напругою 380 В.

Вихідні дані:

Вихідні дані, що характеризують споживачів приведені в таблиці 1.1.

Таблиця 1.1.

Параметр

1-й спож.

2-й спож.

3-спож.

4-й спож.

5-й спож.

6-й спож.

Х, мм

23

16

43

-38

-13

13

Y, мм

16

21

0

5

0

2

Рм,МВт

58

33

49

39

0,53

0,385

cos f

0,85

0,95

0,9

0,95

0,78

0,78

Тм, ч

3730

3530

4340

4890

5250

3560

Категорія

І

ІІІ

ІІ

ІІІ

І

ІІІ

Додаткова початкова інформація про споживачів та їх розміщення

Таблиця 1.2.

Характеристика споживачів

Масштаб для споживачів 1-4, км/мм

2

Масштаб для споживачів 5 і 6 по відношенню до точки прив'язки, км/мм

0,1

Споживач, до якого прив'язані споживач 5 і 6

1

Частка всіх навантажень в номінальному режимі Рмін. по відношенню до мінімального Рм

0,50

2. Вступ

Даним проектом передбачена розробка декількох електричних мереж та вибір оптимальної, що забезпечує електроенергією споживачів розташованих по відповідним координатам. Також здійснюється вибір елементів енергосистеми, ліній електропередач, проводів, елементів розподільчих пристроїв, трансформаторів, компенсуючих пристроїв у відповідності з діючими правилами та нормативними документами.

За техніко-економічними підрахунками вибирається одна з найкращих конфігурацій електричної мережі.

Виконується перевірка надійності мережі, у випадку аварійної ситуації, мережа повинна забезпечувати безперебійне постачання електроенергією споживачів відповідних категорій, що підтверджується розрахунками. Всі розрахунки оформлені у вигляді таблиць.

3. Розроблення конфігурацій електричних мереж

Розраховуємо дійсні відстані враховуючи масштаби, та повну потужність споживачів за формулою [1],

(3.1)

маємо наступні характеристики споживачів табл. 3.1.

Таблиця 3.1.

Параметр

1-й спож.

2-й спож.

3-спож.

4-й спож.

5-й спож.

6-й спож.

Х, км

46

32

86

-76

-1,3

1,3

Y, км

32

42

0

10

0

0,2

S, МВА

58+j35,94

33+j10,84

49+j23,73

39+j12,8

0,53+j0,425

0,385+j0.31

Тм, ч

3730

3530

4340

4890

5250

3560

Категорія

І

ІІІ

ІІ

ІІІ

І

ІІІ

За даними, що характеризують споживачів, побудуємо дві найоптимальніші географічні схеми електричної мережі.

Рис. 3.1. Схема А.

Рис. 3.2. Схема Б.

Умовні позначення:

джерело живлення;

споживач ІІІ категорії;

споживач ІІ категорії;

споживач І категорії.

При розробці конфігурацій електричних мереж необхідно враховувати наступне:

- доцільно виділити підстанції, споживачі яких вимагає 100 % резерву по мережі і розглянути шляхи виконання цієї вимоги;

- замкнутою мережею доцільно зв'язувати споживачів приблизно однакової потужності;

- по можливості необхідно виключити потоки потужності до джерела живлення;

- не слід допускати мало завантажених ліній в замкнутих мережах;

- необхідно прагнути до передачі електроенергії споживачам найкоротшим шляхом.

4. Розрахунок електричної мережі схеми А

4.1 Визначення довжин ліній

Розраховуємо довжини ліній враховуючи коефіцієнт перерахунку довжин ділянок мережі

(4.1.1)

де: l - довжина ділянки мережі виміряна на плані, км;

kL - коефіцієнт збільшення довжини мережі по відношенню з повітряною прямою [3, ст. 9], kL .

Для двохланцюгових ліній враховується коефіцієнт kцеп

, для ВЛ 110 кВ на двохланцюгових залізобетонних опорах[3, ст. 9].

Таблиця 4.1.1. Дійсні довжини ліній.

Ділянка

А-1

А-3

А-4

1-2

1-3

1-5

1-6

Довжина, км

70

107,5

95,75

21,75

63,5

1,88

1,644

4.2 Розрахунок струмів та напруг на ділянках без урахування втрат та вибір проводів

Розриваємо замкнуте коло мережі від джерела живлення (рис.4.2.1).

Рис. 4.2.1 Схема замкнутого кола А-1-3.

Розраховуємо потужності на ділянках А-1, 1-3, 3-В, за формулами

Розраховуємо напруги та струми на всіх ділянках мережі. Виходячи із довжин ліній і потужностей яка йде по них визначаємо напругу по емпіричній формулі Ілларіонова[1]:

(4.2.1)

Також визначаємо струм в лініях за формулою:

(4.2.2)

Згідно методу економічної густини струму, економічний переріз розраховуємо за формулою:

(4.2.3)

де: Ім - струм в лінії в режимі максимальних навантажень, що відповідає нормальному режиму роботи мережі;

jе - економічна густина струму [2, табл. 1.3.36], за умовами завдання проекту jе = 1,1.

Таблиця 4.2.1. Результати розрахунків пункту 4.2.

Ділянка

А-1

А-3

А-4

1-2

1-3

1-5

1-6

S, МВА

87,1+j44,3

53,8+j26,95

39+j12,819

33+j10,847

33,234+j17,357

0,53+j0,425

0,385+j0,309

U, кВ

167

140

122

100,6

110

14,1

12,1

Uн, кВ

220

220

220

110

220

10

10

I, А

256

158

108

182

98

39

35

Fе ,А/мм2

233

144

98

166

89

36

32

Марка проводу

АС240/32

АС240/32

АС240/32

АС70/11

АС240/32

АС16/2,7

АС16/2,7

Допустимий струм проводу, А

605

605

605

265

605

105

105

4.3 Вибір трансформаторів

Визначаємо потужність кожного із трансформаторів. При цьому на однотрансформаторній підстанції потужність трансформатора Sт повинна бути не менше потужності споживачів Sм, що постачається від нього Sт ? Sм. А коефіцієнт навантаження трансформатора повинен бути порядку 0,9 (kз=Sм / Sн.т) [3]. Потужність трансформаторів на двухтрансформаторній підстанції повинна забезпечити навантаження споживачів у випадку аварії одного з них. Тому потужність кожного трансформатора вибирається з обліком його перевантажувальної здатності за умовою Sт ? Sм /1,4. У результаті коефіцієнт завантаження трансфоматорів у нормальному режимі становить 0,65 - 0,75 (kз=Sм / 2Sн.т). Для споживачів І та ІІ категорії необхідно встановити по 2 трансформатори на підстанцію.

Таблиця 4.3.1. Вибір трансформаторів.

Номер

підстанції

Підстанції

МВА

Категорія

споживача

Кількість

трансформаторів

Розрахункова

МВА

Марка

трансформатора

Коефіцієнт навантаження

1

103,47

I

2

74

АТДЦТН -125000/220

0.41

2

34,73

III

1

40

ТД-40000/110

0.85

3

54,44

II

2

38.88

ТРДЦН-63000/220

0.43

4

41

IІІ

1

63

ТРДЦН-63000/220

0.65

5

0,679

I

2

0,485

ТМ-630/10

0.538

6

0,494

IІІ

1

0,630

ТМ-630/10

0,784

Запас потужності дозволить в майбутньому розширити мережу та підключити нових споживачів.

Параметри вибраних трансформаторів [4].

Трифазний трьохобмоточний трансформатор 220 кВ.

Таблиця 4.3.2. Параметри автотрансформатора АТДЦТН-125000/220/110.

Тип

SНОМ, МВА

Межі регулю-вання

Каталожні дані

UНОМ обмоток, кВ

UК, %

ДРК, кВт

ДРХ, кВт

IХ,

%

ВН

СН

НН

ВС

ВН

СН

ВС

ВН

СН

АТДЦТН-125000/220/110

125

±6*2%

230

121

6,6;11;38,5

11

45

28

305

-

-

65

0,5

Тип

Розрахункові дані

Rт , Ом

Xт ,Ом

ДQХ, кВАр

ВН

СН

НН

ВС

ВН

СН

АТДЦТН-125000/220/110

0,55

0,48

3,2

59,2

0

131

625

Примітка.

Регулювання напруги здійснюється за рахунок РПН в нейтралі ВН або зі сторони СН.

Трифазний двохобмоточний трансформатор 220 кВ.

Таблиця 4.3.3. Параметри трансформатора ТРДЦН-63000/220.

Тип

SНОМ, МВА

Межі регулю-вання

Каталожні дані

Розрахункові дані

UНОМ обмоток, кВ

UК, %

ДРК, кВт

ДРХ, кВт

IХ, %

RТ, Ом

ХТ, Ом

ДQХ, кВАр

ВН

НН

ТРДЦН-63000/220

63

±8*1,5

230

11/11 ; 6,6/6,6

12

300

82

0,8

3,9

100,7

504

Примітка.

Регулювання напруги здійснюється за рахунок РПН в нейтралі ВН.

Трифазний двохобмоточний трансформатор 110 кВ.

Таблиця 4.3.4. Параметри трансформатора ТД-40000/110.

Тип

SНОМ, МВА

Межі регулю-вання

Каталожні дані

Розрахункові дані

UНОМ обмоток, кв

UК, %

ДРК, кВт

ДРХ, кВт

IХ, %

RТ, Ом

ХТ, Ом

ДQХ, кВАр

ВН

НН

ТД-40000/110

40

±2*2,5%

121

3,15;6,3;10,5

10,5

160

50

0,65

1,46

38,4

260

Примітка.

Регулювання напруги здійснюється за рахунок РПН в нейтралі на стороні ВН.

Трифазний двохобмоточний трансформатор 10 кВ.

Таблиця 4.3.5. Параметри трансформатора ТМ-630/10.

Тип трансформатора

SНОМ,

кВА

Каталожні дані

UНОМ, кВ

Uк,%

Pк,

кВт

Pх,

кВт

Iх,%

ДQХ, кВАр

ВН

НН

ТМ-630/10

630

10

0,4

5,5

7,6

1,42

2,0

12,6

4.4 Розрахунок потужності та падіння напруги на ділянках мережі

Розрахунок виконуємо на основі схеми заміщення рис. 4.4.1.

Розрахунок активного, реактивного опору ліній та зарядної потужності [1] .

Активний опір лінії, Ом:

(4.4.1)

де l- довжина лінії (км), r0- питомий опір (Ом/км).

Реактивний опір лінії, Ом:

(4.4.2)

де l- довжина лінії (км), х0- питомий реактивний опір (Ом/км).

Реактивна провідність лінії, См:

(4.4.3)

де l- довжина лінії ( км), b0- питома ємнісна провідність (См/км).

Зарядна потужність лінії:

(4.4.4)

Для ліній 10 кВ зарядна потужність має незначне значення, тому нею нехтують. Результати розрахунків фіксуємо в таблиці 4.4.1.

Таблиця 4.4.1. Параметри ліній.

Ділянка

А-1

А-3

А-4

1-2

1-3

1-5

1-6

Довжина, км

70

107,5

95,75

21,75

63,5

1,88

1,644

Марка проводу

АС240/32

АС240/32

АС240/32

АС70/11

АС240/32

АС16/2,7

АС16/2,7

r0 Ом/км

0,118

0,118

0,118

0,422

0,118

1,782

1,782

x0, Ом/км

0,435

0,435

0,435

0,444

0,435

-

-

b0 10-6 См/км

2,60

2,60

2,60

2,55

2,60

-

-

QЛ, МВАр

8,809

13,528

12,049

0,671

7.99

-

-

ZЛ , Ом

8,26+j30,24

12.68+j46.44

11.29+j41.36

9.17+j9.65

7.49+j27.43

1,68

2,929

Розрахунок втрат потужності [1] в лініях виконуємо з кінця, також враховуємо втрати холостого ходу у трансформаторах (наведені у таблицях 4.3.2-4.3.5 даного документу), при цьому на підстанціях з двома трансформаторами втрати холостого ходу збільшуються вдвоє, а опір обмоток зменшується.:

(4.4.5)

де: P - активна потужність на ділянці, МВА;

Q - реактивна потужність на ділянці, МВАр;

Z - опір ділянки, Ом.

Розрахунок падіння напруги виконуємо із джерела живлення, при цьому напруга у споживача не повинна відрізнятись більш ніж на 5% від номінальної, у відповідності з правилами [2].

Напруга розраховується, використовуючи дані формули[]:

( кВ ), (4.4.6)

де: P- активна потужність на ділянці, МВА;

Q - реактивна потужність на ділянці, МВАр;

R - активний опір, Ом;

X - реактивний опір, Ом.

( кВ ), (4.4.7)

Модуль напруги: ( кВ ), (4.4.8)

Процентне відхилення напруги в кінці лінії від номінального значення розраховуємо за формулою, %:

(4.4.9)

Розрахунок замкнутої колової мережі А-1-3 рис. 4.4.1. Розрахунок починаємо з находження точки потокорозподілу, без урахування втрат рис. 4.4.2.

Рис. 4.4.2. Схема заміщення колової мережі розімкнута від джерела живлення.

Вузол 1 точка потокорозподілу активної та реактивної потужності.

Перевірка балансу потужностей:

Розрахунок колової мережі з урахуванням втрат рис. 4.4.3.

Рис. 4.4.3. Схема заміщення колової мережі представлена у вигляді розімкнутої.

Результати розрахунків фіксуємо у таблиці 4.4.2, номера вузлів вказані у відповідністю з рис. 4.4.1.

Результати розрахунків замкнутої колової мережі фіксуємо у таблиці 4.4.3, номера вузлів вказані у відповідністю з рис. 4.4.3.

Таблиця 4.4.2. Результати розрахунків у відповідністю з рис. 4.4.1.

Вузол

S, МВА

Uн , кВ

Uвузл, кВ

Процентне відхилення від Uн у споживача, %

10

33+j10,847

10

9,7

-3

9

33,166+j14,274

110

111,5

-

2

34,171+j14,66

110

115,46

-

11

0,53+j0,425

0,4

0,41

2,4

6

0,537+j0,471

10

10,3

-

13

0,385+j0,309

0,4

0,41

2,4

12

0,391+j0,343

10

10,3

-

5

58,945+j36,758

10

10,4

3,8

0

93,2+j59,584

-

-

-

1

93,455+j71,232

220

219,4

-

7

39+j12,819

10

10,091

0,9

4

39,361+j20,34

220

224,5

-

А1

39,819+j9,968

220

230

-

8

49+j23,732

10

9,952

-0,5

3

49,388+j30,386

220

221,3

-

Примітки: 1 - у відповідності з табл. 4.3.3. увімкнено РПН на ступені -4·1,5%.

2 - у відповідності з табл. 4.3.3. увімкнено РПН на ступені -4·1,5%.

Таблиця 4.4.3. Результати розрахунків колової мережі у відповідністю з рис. 4.4.3.

Вузол

S, МВА

Uн , кВ

Uвузл, кВ

А

90,374+ j62,73

220

230

1

88,34+j64,096

220

218,6

1'

5,11+j7,136

220

220.2

3

54,515+j29,575

220

221,3

В

55,523+j19,738

220

230

Сумарну потужність джерела енергії визначемо із суми трьох відомих потужностей у вузлах А1 (табл. 4.4.2), А та В (табл. 4.4.3)

5. Розрахунок електричної мережі схеми Б

5.1 Визначення довжин ліній

Розраховуємо довжини ліній враховуючи коефіцієнт перерахунку довжин ділянок мережі за формулою (4.1.1).

Для всіх споживачів І та ІІ категорії виконуємо двохланцюгові лінії.

Таблиця 5.1.1. Дійсні довжини ліній.

Ділянка

А-1

А-3

А-4

1-2

1-5

1-6

Довжина, км

81,2

124,7

95,75

21,75

1,88

1,644

5.2 Розрахунок струмів та напруг на ділянках без урахування втрат та вибір проводів

Розраховуємо напруги та струми на всіх ділянках мережі. Виходячи із довжин ліній і потужностей яка йде по них визначаємо напругу по емпіричній формулі Ілларіонова (4.2.1). Також визначаємо струм в лініях за формулою (4.2.2).

Згідно методу економічної густини струму, економічний переріз розраховуємо за формулою (4.2.3).

Таблиця 5.2.1. Результати розрахунків.

Ділянка

А-1

А-3

А-4

1-2

1-5

1-6

S, МВА

91,915+j47,526

49+j23,732

39+j12,819

33+j10,847

0,53+j0,425

0,385+j0,309

Uн, кВ

110

110

110

110

10

10

I, А

543

286

215

182

39

35

Fе ,А/мм2

494

260

196

166

36

32

Марка проводу

АС240/32

АС240/32

АС150/24

АС70/11

АС16/2,7

АС16/2,7

Допустимий струм проводу, А

605

605

450

265

105

105

5.3 Вибір трансформаторів

Визначаємо потужність кожного із трансформаторів. При цьому на однотрансформаторній підстанції потужність трансформатора Sт повинна бути не менше потужності споживачів Sм, що постачається від нього Sт ? Sм. А коефіцієнт навантаження трансформатора повинен бути порядку 0,9 (kз=Sм / Sн.т). Потужність трансформаторів на двухтрансформаторній підстанції повинна забезпечити навантаження споживачів у випадку аварії одного з них. Тому потужність кожного трансформатора вибирається з обліком його перевантажувальної здатності за умовою Sт ? Sм /1,4. У результаті коефіцієнт завантаження трансфоматорів у нормальному режимі становить 0,65 - 0,75 (kз=Sм / 2Sн.т). Для споживачів І та ІІ категорії необхідно встановити по 2 трансформатори на підстанцію.

Таблиця 5.3.1. Вибір трансформаторів.

Номер

підстанції

Підстанції

МВА

Категорія

споживача

Кількість

трансформаторів

Розрахункова

МВА

Марка

трансформатора

Коефіцієнт навантаження

1

103,47

I

2

73,5

ТРДЦН-80000/110

0,65

2

34,73

III

1

40

ТД-40000/110

0.85

3

54,44

II

2

38.88

ТРДЦН-63000/110

0.43

4

41

IІІ

1

63

ТРДЦН-63000/110

0.65

5

0,679

I

2

0,485

ТМ-630/10

0.538

6

0,494

IІІ

1

0,630

ТМ-630/10

0,784

Запас потужності дозволить в майбутньому розширити мережу та підключити нових споживачів.

Параметри вибраних трансформаторів [4].

Трифазні двохобмоточні трансформатори 110 кВ.

Таблиця 5.3.2. Параметри трансформаторів.

Тип

SНОМ, МВА

Межі регулювання

Каталожні дані

Розрахункові дані

UНОМ обмоток, кВ

UК, %

ДРК, кВт

ДРХ, кВт

IХ,

%

Rт , Ом

Xт , Ом

ДQХ, кВАр

ВН

НН

ТРДЦН-80000/110

80

±9*1,78%

115

10,5/10,5

10,5

310

70

0,6

0,6

17,4

480

ТД-40000/110

40

±2*2,5%

121

3,15;6,3;10,5

10,5

160

50

0,65

1,46

38,4

260

ТРДЦН-63000/110

63

±9*1,78%

115

10,5/10,5

10,5

260

59

0,6

0,87

22

410

Примітка.

Регулювання напруги здійснюється за рахунок РПН в нейтралі зі сторони ВН.

Трифазний двохобмоточний трансформатор 10 кВ

Таблиця 5.3.3. Параметри трансформатора ТМ-630/10.

Тип трансформатора

SНОМ,

кВА

Каталожні дані

UНОМ, кВ

Uк,%

Pк,

кВт

Pх,

кВт

Iх,%

ДQХ, кВАр

ВН

НН

ТМ-630/10

630

10

0,4

5,5

7,6

1,42

2,0

12,6

5.4 Розрахунок потужності та падіння напруги на ділянках мережі

Розрахунок виконуємо на основі схеми заміщення рис. 5.4.1.

Розрахунок активного, реактивного опору ліній та зарядної потужності [1] виконуємо аналогічно пункту 4.4 даного документу.

Для ліній 10 кВ зарядна потужність має незначне значення, тому нею нехтують. Результати розрахунків фіксуємо в таблиці 5.4.1.

Таблиця 5.4.1. Параметри ліній.

Ділянка

А-1

А-3

А-4

1-2

1-5

1-6

Довжина, км

81,2

124,7

95,75

21,75

1,88

1,644

Марка проводу

АС240/32

АС240/32

АС150/24

АС70/11

АС16/2,7

АС16/2,7

r0 Ом/км

0,118

0,118

0,118

0,422

1,782

1,782

x0, Ом/км

0,435

0,435

0,435

0,444

-

-

b0 10-6 См/км

2,60

2,60

2,60

2,55

-

-

QЛ, МВАр

5,522

8,48

3,36

0,671

-

-

ZЛ , Ом

4,791+j16,443

7,357+j25,252

18,57+j40.21

9,178+j9,657

1,68

2,929

Рис. 5.4.1. Схема заміщення проектуючої мережі Б.

Розрахунок втрат потужності [1] в лініях виконуємо з кінця, також враховуємо втрати холостого ходу у трансформаторах (наведені у таблицях 4.3.2-4.3.5 даного документу), при цьому на підстанціях з двома трансформаторами втрати холостого ходу збільшуються вдвоє, а опір обмоток зменшується, виконуємо розрахунок за формулою (4.4.5). Розрахунок падіння напруги виконуємо із джерела живлення, при цьому напруга у споживача не повинна відрізнятись більш ніж на 5% від номінальної у відповідності з правилами [2], виконуємо розрахунок за формулами (4.4.5-4.4.8).

Процентне відхилення напруги у споживача від номінального значення розраховуємо за формулою, %:

(5.4.1)

Таблиця 4.4.2. Результати розрахунків у відповідністю з рис. 5.4.1.

Вузол

S, МВА

Uн , кВ

Uвузл, кВ

Процентне відхилення від Uн у споживача, %

8

0,53+j0,425

0,4

0,399

-0,315

7

0,537+j0,471

10

9,969

-

10

0,385+j0,309

0,4

0,398

-0,557

9

0,391+j0,343

10

9,945

-

6

58,945+j36,758

10

10,058

0,577

2

39+j12,819

10

9,837

-1,661

1

39,17+j16,032

110

107,734

-

4

49+j23,732

10

10,27

2,632

3

49,216+j28,031

110

112,484

-

12

33+j10,847

10

9,693

-3,163

11

33,164+j14,273

110

106,2

-

5

93,374+j56,234

110

110,159

-

А

191,135+j111,627

110

121

-

6. Техніко-економічне порівняння двох схем електричної мережі

Завданням техніко-економічного порівняння є вибір найкращого з двох що розглядаються. Критерієм цього є мінімум приведених витрат, що визначаються за формулою [3] :

(6.1)

де: Рн - нормативний коефіцієнт ефективності капітальних вкладень, що приймається рівним 0,12 [3];

К - капітальні витрати на спорудження мережі;

І - річні експлуатаційні витрати.

6.1 Визначення капітальних витрат

У капітальні витрати на спорудження мережі входять вартість ліній і підстанцій. До складу останніх включається вартість трансформаторів, ВРУ і постійні витрати. При виконанні проекту всі вони визначаються за укрупненими показниками вартості [6].

Вартість ліній визначається їх довжиною, номінальною напругою, матеріалом і типом опор, районом по ожеледі і перетином проводів. Вартість трансформаторів залежить від їх якості, типу, потужності і напруги [3].

В даному проекті вартість РУ напругою нижче 110 кВ не враховуються.

Таблиця 6.1.1. Капітальні та річні експлуатаційні витрати ЛЕП схеми А.

Визначуваний показник

Ділянка мережі

А-1

1-2

А-3

1-3

А-4

Номінальна напруга, кВ

220

110

220

220

220

Марка проводу

АС240/32

АС70/11

АС240/32

АС240/32

АС240/32

Кількість ліній і довжина ділянки, км.

70

21,75

107,5

63,5

95,75

Вартість 1 км. лінії, у.од.

23,0

14,5

23,0

23,0

23,0

Всього капітальних витрат, у.од.

1750

315,3

2687,5

1587,5

2393,7

8734

Річні експлуатаційні витрати на амортизацію та обслуговування.

%

2,8

2,8

2,8

2,8

2,8

у.од.

49

8,82

75,2

44,45

67

244,4

Таблиця 6.1.2. Капітальні та річні експлуатаційні витрати підстанцій схеми А.

Визначуваний показник

Номер підстанції

1

2

3

4

Марка трансформатору

АТДЦТН -125000/220

ТД-40000/110

ТРДЦН-63000/220

ТРДЦН-63000/220

Вартість трансформаторів, у.од.

2Ч253

109

2Ч193

193

Постійні витрати, у.од.

360

130

240

240

Вартість ВРУ, у.од.

180

75,0

180

180

Всього капітальних витрат, у.од.

1046

314

806

613

2779

Річні експлуатаційні витрати на амортизацію та обслуговування.

%

8,4

9,4

8,4

8,4

у.од.

87,86

29,5

67,7

51,5

236,56

Підрахувавши значення капітальних та експлуатаційних витрат розраховуємо мінімум приведених витрат враховуючи нормативний коефіцієнт ефективності капітальних вкладень за формулою (6.1):

Розрахунок капітальних та річних експлуатаційних витрат схеми Б.

Таблиця 6.1.3. Капітальні та річні експлуатаційні витрати ЛЕП схеми Б.

Визначуваний показник

Ділянка мережі

А-1

1-2

А-3

А-4

Номінальна напруга, кВ

110

110

110

110

Марка проводу

АС240/32

АС70/11

АС240/32

АС150/24

Кількість ліній і довжина ділянки, км.

81,2

21,75

124,7

95,75

Вартість 1 км. лінії, у.од.

30,6

14,5

30,6

16,0

Всього капітальних витрат, у.од.

2484,7

315,3

3815,8

1532

8147,8

Річні експлуатаційні витрати на амортизацію та обслуговування.

%

2,8

2,8

2,8

2,8

у.од.

69,5

8,8

106,8

42,8

227,9

Таблиця 6.1.4. Капітальні та річні експлуатаційні витрати підстанцій схеми Б.

Визначуваний показник

Номер підстанції

1

2

3

4

Марка трансформатору

ТРДЦН-80000/110

ТД-40000/110

ТРДЦН-63000/110

ТРДЦН-63000/110

Вартість трансформаторів, у.од.

2Ч126

109

2Ч110

110

Постійні витрати, у.од.

210

130

210

210

Вартість ВРУ, у.од.

75,0

36,3

75,0

75,0

Всього капітальних витрат, у.од.

537

275,6

505

395

1712,6

Річні експлуатаційні витрати на амортизацію та обслуговування.

%

9,4

9,4

9,4

9,4

у.од.

50,3

25,9

47,4

37,1

160,7

Підрахувавши значення капітальних та експлуатаційних витрат розраховуємо мінімум приведених витрат враховуючи нормативний коефіцієнт ефективності капітальних вкладень. Також враховуємо різницю потужності ДS джерела живлення між мережею А та Б за формулою:

Розраховуємо втрати потужності ДР у кВт·год. з тарифу на електроенергію [7, ст. 317], який визначаємо на підставі середнього значення показників Тм табл. 1.1. пікового та непікового часів навантаження .

Розраховуємо мінімум приведених витрат, включаючи ДР до річних експлуатаційних витрат

(6.1.1)

Найменші приведені затрати будуть для схеми Б, тому вибираємо її як основну і проводимо подальший розрахунок.

7. Аварійний режим роботи електричної схеми Б

Обрив одного з дротів двохланцюгової лінії на ділянці А-5 рис. 5.4.1.

При аварійному режимі допустиме відключення споживачів ІІІ категорії, у відповідності з ПУЕ, але не більше ніж на 24 години. За цей час повинні бути виконані ремонтні роботи.

В аварійному режимі електричної схеми Б опір проводів де виникла аварія збільшиться вдвічі, що спричинює втрату потужності, а також значне відхилення напруги, що компенсується регулювальними пристроями трансформаторів. У післяаварійному режимі напруга на джерелі живлення приймається рівною режиму максимальних навантажень.

У аварійному режимі у відповідності з правилами [2] дозволяється відхилення від номінальної напруги ±10%.

Розрахунок виконуємо аналогічно пункту 4.4.

Таблиця 7.1 Результати розрахунків аварійного режиму у відповідністю з рис. 5.4.1.

Вузол

S, МВА

Uн , кВ

Uвузл, кВ

Процентне відхилення від Uн у споживача, %

8

0,53+j0,425

0,4

0,396

-0,95

7

0,537+j0,471

10

9,905

-

10

0,385+j0,309

0,4

0,395

-1,204

9

0,391+j0,343

10

9,88

-

6

58,945+j36,758

10

9,992

-0,04

2

39+j12,819

10

9,837

-1,66

1

39,17+j16,032

110

107,734

-

4

49+j23,732

10

9,5

-4,5

3

49,216+j28,031

110

104,7

-

12

33+j10,847

10

9,21

-8,4

11

33,164+j14,273

110

106,2

-

5

93,374+j56,234

110

100,5

-

А

197,819+j141,57

110

121

-

Примітки: 1 - у відповідності з табл. 5.3.2. увімкнено РПН на ступені +2·2,5%.

2 - у відповідності з табл. 5.3.1. увімкнено РПН на ступені +5·1,78%.

Трансформатори з РПН, встановлені на підстанціях 1-4, практично дозволяють для кожного характерного режиму вибрати найбільш прийнятне регулювальне відгалуження. Трансформатори на підстанціях 5 і 6, які, як правило, не мають пристроїв РПН, але вони знаходиться на невеликій відстані, що зменшує втрати напруги в лінії, і практично не потребує регулювання.

8. Режим мінімального навантаження електричної мережі схеми Б

Мінімальний режим, у відповідності із завданням табл. 1.2 потужність споживачів дорівнює половині потужності номінального режиму.

Розрахунок виконуємо аналогічно пункту 4.4.

Для забезпечення економічного режиму роботи мережі рівень напруги в режимі мінімальних навантажень має бути нижче [3, ст. 25], ніж в режимі максимальних навантажень.

Таблиця 8.1 Результати розрахунків мінімального режиму у відповідністю з рис. 5.4.1.

Вузол

S, МВА

Uн , кВ

Uвузл, кВ

Процентне відхилення від Uн у споживача, %

8

0,265+j0,213

0,4

0,396

-0,933

7

0,269+j0,243

10

9,908

-

10

0,193+j0,154

0,4

0,396

-1,053

9

0,195+j0,172

10

9,896

-

6

29,468+j18,388

10

9,953

-0,471

2

19,5+j6,409

10

9,984

-0,157

1

19,587+j7,52

110

109,3

-

4

24,5+j11,866

10

10,099

0,983

3

24,598+j13,248

110

110,6

-

12

16,5+j5,423

10

9,774

-2,315

11

16,568+j6,475

110

107,045

-

5

46,553+j29,278

110

109,01

-

А

93,086+j39,887

110

115

-

Оскільки, з економічних розумінь, напруга в режимі мінімальних навантажень знижена до 115 В, то необхідності у використанні регулювальних пристроїв не виникло, відхилення напруги не перевищує граничне допустиме значення.

Висновки

В процесі виконання курсового проекту були досягнуті описані у вступі цілі і вирішені поставлені завдання.

Були знайдені потоки потужностей в мережі при наступних випадках: максимальний, мінімальний і аварійний режим роботи (при відключенні однієї з двох ліній ділянки А-5). Знайдені також падіння потужностей в елементах мережі. Розглянуті величини напруги у вузлах мережі з урахуванням подовжніх і поперечних складових падінь напруги на ділянках мережі.

Значення напруги у вузлових точках електричної системи мають допустимі відхилення у всіх трьох режимах роботи, що відповідає правилам, та нормативним документам проектування. Ці відхилення визначаються конфігурацією мережі, навантаженням та іншими чинниками, від яких залежить падіння напруги. Тому компенсація реактивної потужності за допомогою компенсуючих пристроїв для регулювання напруги не потрібна.

Доцільно зробити висновок, що всі поставлені завдання вирішені повною мірою і робота задовольняє вимогам описаним в [3].

Список використаних джерел

1. Идельчик В. И. Электрические системы и сети. - Учебник для вузов. М. Энергоатомиздат 1989, 592 с.

2. Правила устройства электроустановок. -М.: Энергоатомиздат, 1986.

3. Методические указания к курсовому проекту по курсу “Электрические системы и сети”. Составитель - Лебединский И.Л. Сумы, СумГУ, 2005 г.

4. Ананичева С. С., А. Л. Мызин. Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования. Екатеринбург 2005.

5. Силовые трансформаторы. Технические сведения. Сумы СумГУ 2005. Составил Лебединский И.Л.

6. Справочник по проектированию электроэнергетических систем./Под ред. И.М. Шапиро, С.С. Рокотяна. -М.: Энергоатомиздат, 1986.

7. Конспект лекций по курсу «Электрические системы и сети». Преподаватель - Лебединский И.Л. Сумы, СумГУ 2008 г.

8. Блок В.М. Электрические сети и системы. -М.: Высшая школа, 1986.

Размещено на Allbest.ru


Подобные документы

  • Вибір силових трансформаторів на підстанціях електричної мережі. Техніко-економічне обґрунтування вибраних варіантів схем електричної мережі. Розрахунок втрати потужності в обмотках трансформатора. Розподіл напруг по ділянкам ліній електропередач.

    курсовая работа [1,2 M], добавлен 16.09.2013

  • Розрахунок режиму та застосування методу динамічного програмування для визначення оптимальної схеми електричної мережі. Вибір потужності трансформаторів для підстастанцій, схеми розподільчих пристроїв. Визначення витрат на розвиток електричної мережі.

    курсовая работа [1,8 M], добавлен 10.05.2012

  • Вибір оптимальної схеми електропостачання споживачів. Розрахунок максимальних навантажень і післяаварійного режиму роботи електричної мережі. Коефіцієнти трансформації трансформаторів, що забезпечують бажані рівні напруг на шинах знижувальних підстанцій.

    курсовая работа [995,2 K], добавлен 25.10.2013

  • Формування структури електричної мережі для електропостачання нових вузлів навантаження. Вибір номінальної напруги ліній електропередавання. Вибір типів трансформаторів у вузлах навантаження та розрахунок параметрів їх схем заміщення. Регулювання напруги.

    курсовая работа [1,5 M], добавлен 27.02.2012

  • Розрахунок режиму роботи мережі для вихідної схеми. Характеристика підстанції "Добромиль-14". Вибір кількості та номінальної потужності трансформаторів підстанції. Розрахунок режимів роботи електричної мережі. Коротка характеристика комплексу "DAKAR".

    дипломная работа [1,8 M], добавлен 23.03.2010

  • Проектування електричної мережі напругою 330/110/10 кВ. Вибір перетину і марки проводів повітряних ліній за значенням навантаження на кожній ділянці, визначення параметрів схем заміщення. Визначення потужності трансформаторів підстанцій ПС1 і ПС2.

    курсовая работа [425,8 K], добавлен 14.03.2016

  • Вибір та обґрунтування принципової схеми електричної станції. Вибір електрообладнання станції для варіантів її конфігурації: турбогенераторів, трансформаторів зв'язку, секційного реактору. Техніко-економічне порівняння варіантів. Розрахунок струмів КЗ.

    курсовая работа [3,5 M], добавлен 22.10.2012

  • Розрахунок та аналіз основних техніко-економічних показників електричної мережі, а також визначення основного направлення на зниження витрат та собівартості передачі електроенергії. Економічне обґрунтування розроблених методів, можливості застосування.

    курсовая работа [492,6 K], добавлен 12.05.2010

  • Розробка ефективної схеми електромережі району з урахуванням прогнозу навантажень та забезпечення надійності, інших технічних та економічних обмежень. Вибір трансформаторів та схем підстанцій споживачів. Основні техніко-економічні показники мережі.

    курсовая работа [1,3 M], добавлен 27.02.2015

  • Стисла характеристика району та споживачів. Вибір схеми електричної мережі. Визначення потоків потужності. Вибір номінальної напруги лінії мережі, перерізів проводів повітряних ліній та трансформаторів. Регулювання напруги на підстанціях споживачів.

    курсовая работа [667,6 K], добавлен 25.12.2013

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.