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.

Рубрика Физика и энергетика
Вид контрольная работа
Язык русский
Дата добавления 19.10.2013
Размер файла 157,6 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/

1. Составление и обоснование схемы и вариантов номинальных напряжений сети

Определяем на этих схемах (измеряемая длина).

Обозначение линии

Результаты измерения, мм

Длина линии с учетом масштаба, км

32

128

72

288

42

168

72

288

50

200

Выбираем главные схемы понижающих подстанций.

Основным принципом, которым руководствуются при выборе схем соединения понижающих подстанций в ходе проектирования, строительства и реконструкции электрических сетей, является обеспечение максимальной надежности и экономичности электроснабжения при сохранении требуемых показателей качества электроэнергии. Перечисленным требованиям отвечают более простые унифицированные схемы подстанций с минимальным количеством выключателей на высокой стороне или вовсе без них.

Поэтому в практике проектирования некоторых видов сетей в большинстве случаев принимают определенные типы унифицированных подстанций. В частности, в кольцевых схемах, выполненных одноцепными линиями, применяют схему двухтрансформаторной подстанции типа «мостик» с одним выключателем в перемычке на высокой стороне трансформатора. В магистральных и радиальных схемах, выполненных двухцепными линиями, применяют схему двухтрансформаторной подстанции типа «два блока линия-трансформатор» без выключателей на высокой стороне трансформатора. Схемы представлены на рис. 4.

Определяем номинальные напряжения в электрических сетях.

По формуле:

, кВ

где - длина линии, км;

Р - передаваемая мощность, МВт.

1. Радиальная схема:

участок аб:

Передаваемая мощность - Рабб=4 МВт

Длина линии - =128 км

Выбираем номинальное напряжение Uн=110 кВ.

участок ав:

Передаваемая мощность - Равв=6 МВт

Длина линии - =288 км

Выбираем номинальное напряжение Uн=110 кВ.

участок аг:

Передаваемая мощность - Рагг=10 МВт

Длина линии - =288 км

Выбираем номинальное напряжение Uн=110 кВ.

2. Магистральная схема:

участок аб:

Передаваемая мощность - Рабб + Рв =4+6=10 МВт

Длина линии - =128 км

Выбираем номинальное напряжение Uн=110 кВ.

участок бв:

Передаваемая мощность - Рбвв =6 МВт

Длина линии - =168 км

Выбираем номинальное напряжение Uн=110 кВ.

участок аг:

Этот участок аналогичный участку радиальной схемы, поэтому Uн=110 кВ.

3. Кольцевая схема:

Разрезаем кольцевую схему по «A» и получаем развернутую кольцевую схему

Потокораспределение находим по правилу обратных плеч.

Определяем

Проверяем правильность расчета по уравнению:

Определяем потокораспределение в сети по I закону Кирхгофа:

Возьмем наиболее загруженный участок АГ и по нему выберем напряжение для всей сети.

Передаваемая мощность - Раг=10 МВт

Длина линии - =288 км

Выбираем номинальное напряжение Uн=110 кВ.

2. Баланс реактивной мощности и выбор компенсирующих устройств

Компенсирующие устройства применяются во всех электрических сетях для того, чтобы реактивная мощность, передаваемая по линии, была минимальной. Уменьшение реактивной мощности приводит к уменьшению тока, а следовательно и уменьшаются потери мощности в сетях. Выбор мощности компенсирующих устройств и их размещение на подстанции сети влияют на технико-экономические показатели вариантов схем, а также могут повлиять и на правильность выбора величины номинального напряжения и схемы проектируемой сети.

Следует выбрать батареи конденсаторов такой мощности, чтобы довести коэффициент мощности на шинах вторичного напряжения каждой подстанции до 0,920,95 (меньшие значения желаемого коэффициента мощности нужно принимать для подстанций, расположенных вблизи от источников питания). Принимаем cos ж=0,92.

Приближенное значение мощности компенсирующих устройств , установленных на шинах вторичного напряжения каждой подстанции, определяем по формуле:

[1, стр. 17]

где Рк - активная мощность, заданная на шинах вторичного напряжения понижающей

К-ой подстанции;

к и ж - угол сдвига фаз между током и напряжением на шинах вторичного напряжения К-той подстанции и его желаемое значение после компенсации;

Кн - коэффициент нагрузки, (принимаем Кн=0,9).

Параметры

Подстанции

Б

В

Г

Активная мощность, Рк, МВт

4

6

10

Коэффициент мощности

cos к

0,81

0,78

0,81

tg к

0,723987502

0,802281428

0,723987502

Желаемый коэффициент мощности

cos ж

0,92

tg ж

0,426

Реактивная мощность компенсирующего устройства,

Qку, МВар

1,07

2,03

2,68

Желаемая реактивная мощность, Qж, МВар

1,704

2,556

4,26

Желаемая полная мощность, Sж, МВ. А

Рк + jQж

4+j1,7

6+j2,6

10+j4,3

4,35

6,52

10,87

3. Выбор типа и мощности трансформаторов понижающих подстанций

Силовые трансформаторы предназначены для преобразования уровня напряжения.

Различают два режима работы трансформатора:

- систематические допустимые перегрузки;

- аварийные перегрузки.

Исходя из допустимой перегрузки на время максимума нагрузки на 40%, мощность каждого из двух трансформаторов выбираем равной 0,650,7 максимальной нагрузки подстанции. При этом обеспечивается питание всех потребителей при аварийном отказе одного трансформатора.

мощность подстанции, МВ. А

Б

В

Г

2,833,04

4,244,57

7,077,61

Подстанции

Тип

Каталожные данные

Расчетные данные

Uном, кВ

uк, %

Ркз, кВт

Рхх, кВт

Iхх, %

RT, Ом

ХТ, Ом

Qхх, кВар

ВН

НН

Б, В

ТМН-6300/110

115

11

10,5

50

10

1

16,6

220

63

Г

ТДН-10000/110

60

14

0,9

7,95

139

90

Производим расчет потерь мощности в силовых трансформаторах по формулам:

где Рхх и Iхх - потери холостого хода;

Ркз и uк - потери короткого замыкания;

nТ - количество трансформаторов, nТ =2.

Находим потери напряжения в трансформаторах по формуле:

[кВ]

где RT и XT - активное и реактивное сопротивления трансформатора;

Рк - активная мощность, заданная на шинах вторичного напряжения понижающей К-ой подстанции;

Подстанции

Потери мощности

Потери напряжения

РТ, кВт

QТ, кВар

UТ, кВ

UТ, %

Б

32,48

157,63

1,97

1,79

В

45,58

157,63

2,96

2,69

Г

63,44

620,41

3,053

2,78

Все потери напряжения меньше 5%, т.е. в пределах нормы.

Определяем потери энергии в трансформаторах по формуле:

где Т / и Т // - количество часов в году, в течении которых происходят потери электроэнергии (зависящие и независящие от нагрузки):

и

- время потерь, определяется по формуле:

Тm - число часов использования максимума нагрузки, Тm=4500 ч.

max - коэффициент попадания нагрузки рассматриваемого дополнительного потребителя (дополнительный потребитель мощности) в максимум нагрузки энергосистемы, принимаем max=0,9.

Определяем потери энергии и результаты заносим в таблицу №7.

Подстанции

Потери электроэнергии в трансформаторах, WТ, кВт.ч

зависимые от нагрузки

независимые от нагрузки

Б

100793,9659

222962,1659

В

138596,6732

260764,8732

Г

192092,4809

347579,2809

Итого, WТ.

431483,12

831306,32

Определяем потери электроэнергии в конденсаторных установках по формуле:

где Кку - коэффициент удельных потерь в компенсационных установках, принимаем

Кку=0,003 кВт/кВар.

Подстанции

Потери электроэнергии в компенсационных установках, Wку, кВт.ч

зависимые от нагрузки

независимые от нагрузки

Б

10320,65409

28192,00157

В

19548,48997

53398,85002

Г

25801,63523

70480,00393

Итого, Wку.

55670,77929

152070,8555

4. Электрический расчет составленных вариантов сети

Зная потери в трансформаторах приводим нагрузки трансформаторных подстанций к высокой стороне и результаты записываем в таблицу №9.

Параметры

Подстанции

Б

В

Г

Активная мощность, Р2, кВт

4032,478195

6045,575938

10063,44428

Реактивная мощность, Q2, кВар

1861,630933

2713,630933

4880,4149

Полная мощность, S2, кВ. А

Р2 + jQ2

4032,478+j1861,6309

6045,576+j2713,63

10063,44+j4880,41

4441,458108

6626,67196

11184,4249

Приближенно определяем зарядную мощность линии, т. к. не знаем сечения проводов по формуле:

где - длина линии, [км];

- приближенное значение проводимости линии, для Uн=110 кВ

Uн - номинальное напряжение сети, [кВ]

1. Радиальная схема

2. Магистральная схема

3. Кольцевая схема

Определяем приближенное потокораспределение без учета потерь в линиях.

Приближенное потокораспределение - это потокораспределение в линиях и трансформаторах без учета потерь мощности.

В радиальной схеме, потребляемая мощность является передаваемой.

В магистральной схеме потокораспределение находится по I закону Кирхгофа.

В кольцевой схеме потокораспределение находится по правилу обратных плеч.

Определяем

Проверяем правильность расчета по уравнению:

Определяем сечения проводов в электрических сетях.

Критерием для выбора сечения проводников ВЛ является минимум приведенных затрат. В практике проектирования линий массового строительства выбор сечения проводников производится по нормативным обобщенным показателям.

В качестве такого показателя при проектировании ВЛ 35500 кВ используется экономическая плотность тока jэ, которая в зависимости от типа проводки и числе часов использования максимума нагрузки в год выбирается по [4, стр. 40]:

jэ=1,1 А/мм 2

Экономически целесообразное сечение S [мм 2] определяется из соотношения:

где Imax - максимальный ток в аварийном режиме (при обрыве одной из линий), [А].

Расчетный ток определяется по формуле:

где Sлинии - мощность, передаваемая по конкретной линии. При двухцепной (nл=2, т. к. преобладаю потребители 2 категории) линии это значение уменьшается в два раза.

Значение Imax находится по той же формуле, но при обрыве одной из питающих линий.

1. Радиальная схема

- участок АБ

где Sаб =Sб =4+j1,7 МВ.А = 4300000

В.А

Определяем сечение:

Выбираем марку провода из условия короны: для напряжения Uн=110 кВ и фаз с одиночными проводами сечение должно быть больше либо равно 70 мм2.

Выбираем провод типа АС-70. Его характеристики сведены в таблице №10.

- участок АВ

где Sав =Sв =6+j2,6 МВ.А =6500000 В.А

Определяем сечение:

Выбираем провод типа АС-70.

- участок АГ

где Sаг =Sг =10+j4,3 МВ.А =10900000 В.А

Определяем сечение:

Выбираем провод типа АС-70.

2. Магистральная схема

- участок АБ

где ;

Определяем сечение:

Выбираем провод типа АС-70.

- участок БВ

где Sбв =Sв =6,5 МВ.А =6500000 В.А

Определяем сечение:

Выбираем провод марки АС-70.

- участок АГ

Этот участок аналогичен участку в радиальной схеме, поэтому выбираем провод марки АС-70.

3. Кольцевая схема(nл=1)

- участок АБ

где ;

;

;

Определяем сечение:

Выбираем провод типа АС-185.

- участок БВ

где ;

;

;

Определяем сечение:

Выбираем провод типа АС-95.

- участок ВГ

где ; ;

;

Определяем сечение:

Выбираем провод типа АС-70.

- участок АГ

где ;;

;

Определяем сечение:

Учитывая вероятные большие потери напряжения, выбираем провод типа АС-185, проложенный в две нитки (с расцепленными фазами).

Выбранные провода и их характеристики представлены в таблице №10.

Схема

Участок

Расчетный ток, Iр, А

Максимальный ток, Imax, А

Марка провода

Допустимый длительный ток провода, А

1

2

3

4

5

6

радиальная

АБ

11,5

22,99

АС-70

265

АВ

17,38

34,76

АГ

29,14

58,29

магистральная

АБ

29,12

58,24

АС-70

265

БВ

17,38

34,8

АС-70

265

АГ

29,14

58,29

АС-70

265

кольцевая

АБ

62,62

116,26

АС-185

510

БВ

39,38

93,18

АС-95

330

ВГ

4,4

58,21

АС-70

265

АГ

53,85

116,26

2*АС-185

2*265

Среднегеометрическое расстояние между проводами принято для напряжения Uн=110 кВ равным 4 м.

Находим потери напряжения сетей по формуле:

[кВ]

Потери мощности находим по формулам:

Потери электроэнергии определяем по формуле: , где ч.

Схема

Участок

Длина участка, , км

Потери напряжения

Потери мощности

Uл, кВ

Uл, %

Рл, кВт

Qл, кВар

1

2

3

4

5

6

7

радиальная

АБ

128

1,49

1,36

45,99

42,49

АВ

288

5,04

4,58

232,84

215,12

АГ

288

8,39

7,63

646,78

597,57

Итого, Wл''.

-

-

-

-

магистральная

АБ

128

3,74

3,4

288,3

266,36

БВ

168

2,95

2,68

136,55

126,15

АГ

288

8,41

7,65

648,66

599,30

Итого, Wл''.

-

-

-

-

кольцевая

АБ

128

4,25

3,86

246,59

571,51

БВ

168

5,25

4,78

248,44

311,68

ВГ

200

0,87

0,8

5,06

4,67

АГ

288

7,78

7,08

555,12

512,88

Итого, Wл''.

-

-

-

-

Все потери напряжения меньше 5%, т.е. в пределах нормы.

5. Технико-экономический расчет вариантов схем

Для выбора технико-экономического варианта или наиболее выгодного варианта сопоставляются экономические и технические варианты.

К важнейшим технико-экономическим показателям относятся: надежность, долговечность, удобство эксплуатации, степень автоматизации.

Одним из основных экономических показателей является затраты на сооружение:

Капиталовложение линии (Кл) - это затраты на изыскательные работы, подготовку трассы, затраты на приобретение опор, проводов, изоляторов, на их транспортировку и монтаж. Капиталовложение подстанции (Кп/ст) - это затраты на приобретение оборудования и его монтаж.

Эксплуатационные расходы (издержки - И), слагаются из затрат на амортизацию, ремонт, обслуживание электрических сетей и стоимости потерь электроэнергии в течении одного года:

где ИW - годовые издержки, связанные с потерей электроэнергии.

/ и // - стоимость 1 кВт. ч потерянной электроэнергии, зависящей и независящей от нагрузки.

/=6,4 коп./(кВт. ч)

//=4,8 коп./(кВт. ч).

Издержки в [%] от капиталовложения - это отчисления на амортизацию. Устанавливаются с таким расчетом, чтобы к моменту возможного износа оборудования или сооружения накопилась сумма, необходимая для их восстановления (реконструкция):

Отчисления на амортизацию идут на капитальный ремонт и инновацию.

Ремонтные затраты связаны с текущим ремонтом оборудования для поддержания его в нормальном состоянии (мелкий ремонт, профилактика, чистка изоляции):

В затраты на обслуживание входят: зарплата обслуживающего персонала, расходы на связь, транспорт, жилые дома для обслуживающего персонала:

В расчетах издержки определяются по формуле:

где , принимаем =5%;

, принимаем =15%;

Наименование оборудования

Цена, тыс. руб.

Варианты схем

радиальная

магистральная

кольцевая

шт./км

тыс.

руб.

шт./км

тыс. руб.

шт./км

тыс. руб.

ОРУ 110 кВ

340

12

4080

8

2720

11

3740

ТП-110/10 кВ; 6,3 МВ.А

1050 (блоч)/1100

1

1050

1

1050

1

1100

ТП-110/10 кВ

1220 (бл) 1450 (мос)

2

2440

2

2440

2

2900

Компенсирующие устройства; 2,3 МВар

30

1

30

1

30

1

30

Компенсирующие устройства; 2,9 Мвар

40

2

80

2

80

2

80

Итого, Кп/ст

-

7680

-

6320

-

7850

ВЛ-110 кВ (двух цепная) с ж/б опорами, АС-70

45

704

31680

296

13320

200

9000

ВЛ-110 кВ (двухцепная) с ж/б опорами, АС-95

60

-

0

-

0

168

10080

ВЛ-110 кВ (одноцепная) с ж/б опорами, АС-185

125

-

0

288

36000

416

52000

Итого, Кл

-

31680

-

49320

-

71080

Всего, К

-

39360

-

55640

-

78930

6. Расчёт токов КЗ для выбора оборудования подстанции

Расчет токов короткого замыкания (КЗ) необходим для выбора аппаратуры электроустановки и проверки ее по условиям работы при коротком замыкании на термическую и динамическую устойчивость, а также для проверки чувствительности релейной защиты.

В нормальном режиме трансформаторы подстанции включены раздельно для снижения токов короткого замыкания.

Проведем расчет токов КЗ в относительных единицах. Примем в качестве базовой мощности МВА; базового напряжения для ступени 110 кВ кВ, а для ступени 10 кВ кВ.

Тогда базовые токи для соответствующих ступеней будут:

· для первой ступени:

кА;

· для второй ступени:

кА.

Находим сопротивления ВЛ-01 (погонные параметры АС-70 для ВЛ 110 кВ следующие: Ом/км; Ом/км):

Ом;

Ом;

Ом.

Линия ВЛ-02 имеет два последовательных участка одинакового сечения АС-70 (Ом/км; Ом/км), следовательно, ее сопротивления равны:

Ом;

Ом;

Ом.

С учетом того, что подстанция соединена с системой двумя параллельными линиями, их общее сопротивление можно определить следующим образом:

Ом.

;

Ом;

Ом.

Трансформатор 6300/110:

.

Определяем ток короткого замыкания в точке К1. Примем, что рассматриваемая система - бесконечной мощности, поэтому активное и индуктивное сопротивления системы равны нулю ().

· активное

;

· индуктивное

;

· полное

.

Ток трехфазного короткого замыкания в точке К1 будет:

кА.

Ударный трехфазный ток в точке короткого замыкания определяется по формуле:

,

где - ударный коэффициент, зависящий от постоянной времени цепи КЗ :

;

,

где щ - угловая частота (щ=314 рад/c);

- результирующее активное сопротивление до точки КЗ;

- результирующее индуктивное сопротивление до точки КЗ.

Для трехфазного короткого замыкания в точке К1 находим:

с;

;

кА.

Ток двухфазного короткого замыкания в точке К1:

кА.

Ударный ток двухфазного КЗ в точке К1:

кА.

Мощность короткого замыкания в точке К1:

МВА.

Определяем ток короткого замыкания в точке К2 (К3).

Результирующие сопротивления до точки К2 (К3):

;

;

.

Ток трехфазного короткого замыкания в точке К2 (К3) будет равен:

кА.

Ударный трехфазный ток в точке короткого замыкания К2 (К3) будет:

с;

;

кА.

Ток двухфазного короткого замыкания в точке К2 (К3):

кА.

Ударный ток двухфазного КЗ в точке К2 (К3):

кА.

Мощность короткого замыкания в точке К2 (К3):

МВА.

Общее сопротивление вертикальных заземлителей равно:

Ом.

Общее сопротивление заземляющего устройства ТП будет:

Ом,

что находится в пределах нормы.

Таким образом, спроектированное заземляющее устройство соответствует требованиям ПУЭ к обеспечению безопасности обслуживания электроустановок напряжением 110/10/0,4 кВ.

напряжение мощность трансформатор подстанция

Библиографический список

1. Кабышев А.В., Обухов С.Г. Расчет и проектирование систем электроснабжения: Справочные материалы по электрооборудованию: Учеб. пособие / Том. политехн. ун-т. - Томск, 2005. - 168 с.

2. Постников Н.П., Рубашов Г.М. Электроснабжение промышленных предприятий, 1989. - 352 с.

3. Рокотян С.С., Шапиро И.М. Справочник по проектированию электроэнергетических систем, 1985. - 352 с.

Размещено на Allbest.ru


Подобные документы

  • Выбор варианта схемы электроснабжения и обоснования выбора рода тока и напряжения. Выбор мощности и типа компенсирующих устройств реактивной мощности. Расчет и обоснование выбора числа и мощности трансформаторов. Выбор аппаратов питающей сетей.

    курсовая работа [73,4 K], добавлен 20.09.2013

  • 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

  • Месторасположение источника питания и потребителей электроэнергии. Составление вариантов схемы электрической сети и выбор наиболее рациональных вариантов. Схема кольцевой сети в нормальном режиме. Выбор номинальных напряжений. Баланс реактивной мощности.

    курсовая работа [316,7 K], добавлен 03.04.2014

  • Составление вариантов схемы электрической сети и выбор наиболее рациональных из них. Расчет потокораспределения, номинальных напряжений, мощности в сети. Подбор компенсирующих устройств, трансформаторов и сечений проводов воздушных линий электропередачи.

    курсовая работа [1,6 M], добавлен 24.11.2013

  • Расчет электрических нагрузок и суммарной мощности компенсирующих устройств с учетом режимов энергосистемы. Выбор числа трансформаторов, схем электроснабжения и напряжения распределительных сетей для понизительных подстанций промышленных предприятий.

    курсовая работа [1,6 M], добавлен 21.11.2010

  • Характеристика потребителей электроэнергии. Расчет мощности компенсирующих устройств реактивной мощности, выбор распределительной сети. Выбор числа и мощности трансформаторов подстанций. Расчет заземляющего устройства и спецификация электрооборудования.

    курсовая работа [719,7 K], добавлен 15.12.2016

  • Расчет баланса мощности и выбор компенсирующих устройств. Потери активной мощности в линиях и трансформаторах. Баланс реактивной мощности. Составление вариантов конфигурации сети с анализом каждого варианта. Потеря напряжения до точки потокораздела.

    контрольная работа [4,3 M], добавлен 01.12.2010

  • Составление вариантов схемы электрической сети, выбор и обоснование наиболее рациональных из них. Расчет потокораспределения в электрической сети. Выбор номинальных напряжений, трансформаторов на подстанциях. Баланс активной и реактивной мощностей.

    курсовая работа [372,7 K], добавлен 17.12.2015

  • 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

  • Характеристики потребителей электроэнергии. Расчет электрических нагрузок и мощности компенсирующих устройств реактивной мощности. Выбор мощности трансформаторов подстанции. Расчет заземляющего устройства подстанции и выбор распределительной сети.

    курсовая работа [702,9 K], добавлен 23.04.2021

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.