Проектирование электрической сети для электроснабжения промышленного района

Определение предварительного распределения мощностей в линиях. Выбор номинального напряжения сети и сечений проводов в двух вариантах. Проверка выбранных сечений по допустимой токовой нагрузке. Расчет силовых трансформаторов и выбор схем подстанций.

Рубрика Физика и энергетика
Вид курсовая работа
Язык русский
Дата добавления 26.06.2011
Размер файла 701,7 K

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/

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, jЭ=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 PА-11=82МВт

Линию А-1 принимаем двухцепной.

Мощность на каждой линии равна

В 2

58 Мвт

На участке В-2 PВ-22=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 Sм - 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 ЕН =0,15 нормативный коэффициент эффективности капиталовложений, К - единовременные капиталовложения, И - ежегодные эксплуатационные расходы.

К=Клтрорупост,

где Кл- капиталовложения в линию, Ктр- капиталовложения в трансформаторы, Кору-капиталовложение в распределительное устройство, Кпост- 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=ИАЭ

где ИА - Полные годовые отчисления на амортизацию и обслуживание сети; ИЭ - 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 ТМ=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


Подобные документы

  • Разработка схемы, режим районной электрической сети. Предварительный расчет мощностей, выбор номинального напряжения. Проверка выбранных сечений по условию короны, механической прочности опор. Выбор трансформаторов подстанций, схем присоединения.

    курсовая работа [443,8 K], добавлен 25.02.2013

  • Разработка электрической сети района и предварительное распределение мощностей. Выбор номинальных напряжений, сечений и марок проводов. Определение потерь мощности в трансформаторах. Баланс активных и реактивных мощностей в системе. Выбор схем подстанций.

    дипломная работа [1,3 M], добавлен 16.06.2014

  • Расчет предварительного потокораспределения методом контурных мощностей. Выбор марки и сечения проводов линий электропередач. Уточнение распределения мощностей по участкам сети. Проверка выбранных сечений и марок проводов в послеаварийном режиме.

    курсовая работа [1,9 M], добавлен 17.04.2013

  • Разработка схем электрической сети района. Предварительное распределение мощностей. Выбор номинальных напряжений линий, сечения и марок проводов. Определение потерь мощности в линиях. Выбор трансформаторов и схем подстанций. Расчёт количества линий.

    дипломная работа [1,3 M], добавлен 05.04.2010

  • Составление баланса активной и реактивной мощностей. Схемы соединений сети. Выбор номинального напряжения и сечений проводов, трансформаторов на подстанциях. Расчет потерь электроэнергии в элементах сети. Определение ущерба от перерыва в электроснабжении.

    курсовая работа [164,2 K], добавлен 05.09.2013

  • Характеристика электрифицируемого района и потребителей электроэнергии. Составление и обоснование вариантов схемы электрической сети. Баланс реактивной мощности и выбор компенсирующих устройств. Выбор номинального напряжения и сечений проводов сети.

    курсовая работа [89,3 K], добавлен 13.04.2012

  • 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

  • Составление балансов активных и реактивных мощностей. Выбор числа и мощности силовых трансформаторов, сечений проводников. Конструктивное исполнение электрической сети. Расчет максимального и послеаварийного режимов. Регулирование напряжения в сети.

    курсовая работа [242,4 K], добавлен 17.06.2015

  • Разработка схем электрической сети района и предварительное распределение мощностей. Выбор номинальных напряжений линий, сечения и марок проводов, трансформаторов. Определение потерь мощности в трансформаторах, баланс активных и реактивных мощностей.

    дипломная работа [1,0 M], добавлен 04.09.2010

  • Выбор схемы присоединения новых подстанций, номинального напряжения, сечений и марок проводов линий, трансформаторов. Проверка их загрузки и определение приведенных затрат. Механизм расчета и анализ режимов наиболее экономичного варианта развития сети.

    курсовая работа [863,6 K], добавлен 22.01.2017

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.