Проект электрификации района

КурсоваяПомощь в написанииУзнать стоимостьмоей работы

Современные системы передачи электрической энергии представляют собой развитые электрические сети с многочисленными устройствами регулирования, управления и резервирования. Электрические сети даже отдельной энергосистемы насчитывают тысячи узловых точек, десятки и сотни контуров различных номинальных напряжений, включают разнообразное электрооборудование. При проектировании таких сетей… Читать ещё >

Проект электрификации района (реферат, курсовая, диплом, контрольная)

Федеральное агентство по рыболовству федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования.

«МУРМАНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ».

Вечерне-заочный факультет Кафедра: энергетики и транспорта.

КУРСОВОЙ ПРОЕКТ.

по дисциплине.

Электрические сети.

Тема: «Проект электрификации района».

Выполнил:

Студент 5 курса ВЗФ Специальность: «Энергообеспечение предприятий».

Ф.И. О. Кутилов Е.А.

Шифр: ЭП-7 883.

МУРМАНСК.

Содержание

Введение

1. Характеристика электрифицируемого района и потреблений электроэнергии
2. Предварительные соображения по выбору конструкции и номинального напряжения линий сети
3. Выбор количества и мощности силовых трансформаторов на приемных подстанциях
4. Анализ и обоснование схем электрической сети
5. Технико-экономическое сравнение вариантов
6. Электрический расчет основных режимов работы сети
Список используемой литературы

электрификация район трансформатор подстанция.

Широкое использование электроэнергии в промышленности, сельском хозяйстве и быту объясняется удобством применения и простотой ее преобразования в другие виды энергии: механическую, тепловую, световую. Одновременность процесса производства и потребления электроэнергии вызывает необходимость передачи ее по специальным постоянным каналам — электрическим сетям.

Современная электроэнергетика — это отрасль, обеспечивающая развитие и функционирование всех отраслей промышленности и сельского хозяйства, всего общества.

Задача проектирования электрических сетей заключается в разработке и технико-экономическом обосновании решений, позволяющих обеспечить оптимальную надежность снабжения потребителей электрической энергией в необходимых размерах и требуемого качества.

Целью курсового проекта является реконструкция схемы электроснабжения промышленного района с учетом ввода новой мощности в систему электроснабжения. Решения проектных и эксплуатационных задач промышленного электроснабжения связаны с разработкой основных вопросов требующих математического анализа: расчет режимов систем электроснабжения и их оптимизация; выбор рационального напряжения системы; сечений проводов, шин и кабелей; определение показателей электрических нагрузок и др. На стадии проектирования каждый инженер-электрик должен уметь решать задачи выбора схем, конфигурации электрической сети и ее элементов, а на стадии эксплуатации организовать повышение экономичности работы системы электроснабжения, то есть выполнить оптимизацию режима электропотребления.

Исходные данные на проектирование.


Потребители электроэнергии.	Рmax,. МВт.	cos ц, макс.,. наивыгоднейший.	Рmin,. МВт.	cos ц, миним.,. наивыгоднейший.	Тmax для Р, ч/год.	Доля электроприемников. I и II категорий, %.
А — 3.		0,94.		0,87.
Б — 8.		0,97.		0,85.
В — 7.		0,98.		0,8.
Г — 4.		0,93.		0,84.
Д — 5.		0,9.		0,82.

1. Характеристика электрифицируемого района и потребителей электроэнергии.

В рассматриваемом проекте дан план района, где все потребители электроэнергии в точках: А, Б, В, Г, Д, являются потребителями I и II категории.

Электроприемники первой категории — это электроприемники, перерыв электроснабжения которых может повлечь за собой опасность для жизни людей, угрозу для безопасности государства, значительный материальный ущерб, расстройство сложного технологического процесса, нарушение функционирования особо важных элементов коммунального хозяйства, объектов связи и телевидения.

Электроприемники первой категории в нормальных режимах должны обеспечиваться электроэнергией от двух независимых взаимно резервирующих источников питания, и перерыв их электроснабжения при нарушении электроснабжения от одного из источников питания может быть допущен лишь на время автоматического восстановления питания.

Во II категорию входят электроприемники, перерыв электроснабжения которых приводит к массовому недоотпуску продукции, массовым простоям рабочих, механизмов и промышленного транспорта, нарушению нормальной деятельности значительного числа городских и сельских жителей.

К III категории относят все остальные электроприемники, не подходящие под определения I и II категорий.

Данный электрифицируемый район находится в ненаселенной местности п. 2.5.4 [6], в пятом районе по ветру из карты районирования территории РФ по скоростным напорам ветра рисунок п. 2.5.23 [6], во втором районе по гололеду из карты районирования территории РФ по гололеду рисунок п. 2.5.31.

Функционирование воздушных линий электропередачи происходит в условиях воздействия на них окружающей температуры, ветра, гололеда, образующегося на проводах и тросах, грозовых явлений.

Величина температуры воздуха оказывает прямое влияние на степень натяжения и провисания проводов и тросов. При этом наибольшее значение имеют высшая, низшая и среднегодовая температуры. Кроме того, на работу ВЛ влияет температура, при которой происходит процесс образования гололеда. Ветер оказывает давление на провода, тросы и опоры. Возникающая поперечная нагрузка на провода и тросы увеличивает их натяжение.

План электрифицируемого района приведен на рисунке 1.

Исходные данные потребления электроэнергии заносим в таблицу 1.

Рисунок 1. План электрифицируемого района.

Таблица 1.

Исходные данные для проектирования.


Обозначение подстанции.	Состав. потребителей. по. категориям.	Время исп-я. max нагрузки.	Режим максимальной. нагрузки.	Режим минимальной. нагрузки.


	Кате. гория.	%.		S,. МВА.	P,. МВт.	Q,. МВар	сos ц.	sin ц.	S,. МВА.	P,. МВт.	Q,. МВар	сos ц.	sin ц.

А.	I и II.			21,3.		7,3.	0,94.	0,34.	19,5.		9,6.	0,87.	0,49.
	III.
Б.	I и II. III.			97,9.		23,8.	0,97.	0,24.			52,7.	0,85.	0,53.

В.	I и II. III.			142,9.		28,4.	0,98.	0,2.	156,3.		93,8.	0,8.	0,6.

Г.	I и II. III.			26,9.		9,9.	0,93.	0,36.	21,4.		11,6.	0,84.	0,54.

Д.	I и II. III.			88,9.		38,7.	0,9.	0,44.	87,8.		50,3.	0,82.	0,57.

и .

2. Предварительный выбор конструкции и номинального напряжения линий сети.

Прежде всего решаем вопрос о проектировании линии. Как правило, воздушные линии (ВЛ) экономически выгоднее, за исключением случаев, когда ЛЭП проходят в условиях города, аэродрома и т. д. Также приводим предварительные соображения о проектируемой сети, материале и конструкции опор, рекомендуемых марках провода. При этом учитываем, что на напряжении 110 кВ применяются в основном деревянные и железобетонные опоры, а для ЛЭП-220 кВ и выше — железобетонные и металлические.

Затем намечаем 5 вариантов схем электрификации сети. Варианты схем приведены на рисунках 2, 3, 4, 5 и 6.

В соответствии с ПУЭ нагрузки 1 категории должны обеспечиваться электроэнергией от двух независимых источников питания и перерыв в их электроснабжении допускается лишь на время автоматического включения резервного питания. Как правило, двухцепная линия, выполняемая на одной опоре не удовлетворяет требованиям надежности электроснабжения потребителей 1 категории.

Для них целесообразно предусматривать не менее двух отдельных одноцепных линий. При выполнении требований надежности электроснабжения потребители 1 категории должны обеспечиваться 100 процентным резервом, который должен включаться автоматически.

Предварительный выбор номинального напряжения Uн линий производим совместно с разработкой схемы сети, так как они взаимно определяют друг друга. Напряжения для различных элементов проектируемой электрической сети могут существенно отличаться. Величина Uн зависит как от передаваемой по ЛЭП мощности, так и удаленности нагрузки от источника питания.

Для выбранных вариантов схем производим предварительный выбор номинального напряжения, используя для ЛЭП до 250 км и передаваемой мощности до 60 МВт формулу Стилла:

кВ, (1).

где Р — мощность, передаваемая по одной цепи, кВт.

Для варианта схемы 1 на участке сети А-Г:

кВ,.

где МВт;

на участке сети А-Б:

кВ,.

где МВт.

Для ЛЭП до 250 км и передаваемых мощностях более 60 МВт используем формулу Залесского:

кВ, (2).

где Р — мощность, передаваемая по одной цепи, кВт.

Для варианта схемы 1 на участке сети ИП-А:

кВ,.

где МВт.

Таким образом, находим напряжение и на других участках схемы сети и их значения заносим в таблицу 2.

Рисунок 2. Вариант 1.

Рисунок 3. Вариант 2.

Рисунок 4. Вариант 3.

Рисунок 5. Вариант 4.

Рисунок 6. Вариант 5.

Таблица 2.

Предварительный выбор питающих напряжений.


Вариант сети.	Участок сети.	Мощность, МВт.	Длина, км.	Напряжение, кВ.	Выбранное напряжение, кВ.
				по формуле Стилла.	по формуле Залесского.
		вся линия.	на одну цепь.
	ИП-А А-Г А-Б А-В В-Д.		12,5. 47,5.		; 64,2. 121,1. ; 111,3.	164,2. ; ; 135,6. ;	110/220. 110/220.




	ИП-А А-В В-Б В-Г В-Д.		47,5. 12,5.		; ; 120,8. 63,9. 111,3.	164,2. 168,5. ; ; ;	110/220. 110/220.




	ИП-А А-Г А-Б Б-В В-Д.		12,5. 157,5.		; 64,2. ; ; 111,3.	164,2. ; ;	110/220. 110/220.




	ИП-А А-Г Г-В В-Б В-Д.		157,5. 47,5.		; ; ; 120,8. 111,3.	164,2. 167,7. 159,6. ; ;	110/220. 110/220.




	ИП-А А-Б А-Г Г-В В-Д.		47,5. 122,5.		; ; ; 111,3.	164,2. ; 142,3. 134,2. ;	110/220. 110/220.

3 Выбор количества и мощности силовых трансформаторов на приемных подстанциях.

При проектировании подстанции необходимо учитывать требования резервирования, исходя из того, что потребители первой категории должны иметь питание от двух независимых источников электроэнергии, при этом может быть обеспечено резервирование питания и всех других потребителей. При питании потребителей первой категории от одной подстанции, для обеспечения надежности питания, необходимо иметь минимум по одному трансформатору на каждой секции шины, при этом мощность трансформаторов должна быть выбрана так, чтобы при выходе из строя одного из них, второй с учетом ГОСТ 14 209–69 допустимой нагрузки силового трансформатора до 40% на время максимумов с общей суточной продолжительностью не более 6 часов в течение пяти суток подряд, при коэффициенте заполнения не более 0,75, обеспечивая питание всех потребителей первой категории.

Выбор трансформаторов производим для каждой подстанции с двумя трансформаторами, при номинальной мощности каждого, рассчитанного в пределах от 60% до 70% максимальной нагрузки и с учетом перегрузки в аварийном режиме до 40%. Так, для подстанции, А с максимальной нагрузкой S=21,3 МВА — выбираем два трансформатора, мощность каждого по 16 МВА, тогда коэффициент загрузки в нормальном режиме:

а в аварийном режиме при одном рабочем трансформаторе:

Аналогичным образом выбираем трансформаторы для остальных подстанций. Результаты заносим в таблицу 3.

Согласно требованиям ПУЭ принимаем к установке однотипные трансформаторы.

Таблица 3.

Параметры трансформаторов и автотрансформаторов.


Подстанция.	Uном.	Максимальная. нагрузка,. S, МВА.	Мощность. потребителей. 1-й и 2-й. категории,. S1,2, МВА.	Кол-во. выбранных. трансф-ров.	Номинальная. мощность. трансф-ров,. Sн, МВА.	Коэф-т. загрузки. в норм. режиме,. Кз.н.	Коэф-т. загрузки. в аварийном. режиме,. Ка.р.
А.		21,3.	19,2.			0,43.	0,85.
						0,43.	0,85.
Б.		97,9.	88,1.			0,61.	1,22.
						0,61.	1,22.
В.		142,9.	121,5.			0,57.	1,14.
						0,57.	1,14.
Г.		26,9.	22,9.			0,54.	1,08.
						0,54.	1,08.
Д.		88,9.				0,56.	1,11.
						0,56.	1,11.

По выбранной мощности выписываем технические данные трансформаторов и заносим их в таблицу 4.

Таблица 4.

Технические данные силовых трансформаторов.


П/ст.	Тип. трансф-ра.	Мощность. трансф-ров,. МВА.	Номинальное. напряжение,. Uв/Uн, кВ.	Потери. Х.Х.,. кВт.	Потери. К.З.,. кВт.	Напряжение. К.З.,. %.	Ток. Х.Х.,. %.	Стоимость,. тыс.руб.
А.	2ТДТН.		115/6,6.			10,5.
	2ТДТН.		230/6,6.				1,2.
Б.	2ТДЦ		115/6,3.			10,5.	0,45.
	2ТДЦ		242/6,3.				0,6.
В.	2ТДЦ		121/10,5.			10,5.	0,5.
	2ТДЦ		242/10,5.			12,2.	3,8.
Г.	2ТДТН.		115/6,6.			10,5.
	2ТДТН.		230/6,6.				1,2.
Д.	2ТДЦ		115/6,3.			10,5.	0,45.
	2ТДЦ		242/6,3.				0,6.

4 Анализ и обоснование схем электрической сети.

На первом этапе сравнение производим по упрощенным показателям, анализируя длины трасс. Суммарный момент активной мощности, определяемый по формуле:

МВт· км,.

где P — мощности, передаваемые по участку сети, МВт;

l — длина участка сети, км.

Рассчитаем суммарный момент активной мощности для варианта 1:

Длина трассы:

км,.

Длина цепей:

км.

Аналогичным образом рассчитываем суммарный момент активной мощности оставшихся вариантов. И заносим результаты в таблицу 5.

Таблица 5.

Упрощенные показатели рассматриваемых схем.


Вариант.	Длина трассы,. км.	Длина цепей,. км.	Суммарный момент мощности,. МВт· км.

Учитывая, что варианты схем 1, 2, 3 практически в равной степени удовлетворяют таким показателям как: надежность, гибкость, удобство перспективного развития и эксплуатация сети, качество электроэнергии, то для дальнейшего технико-экономического расчета и сравнения выбираем варианты 1, 2, 3.

Теперь определим потери напряжения в сети, но так как сочетания проводов еще не выбраны, то эту операцию выполним приближенно, базируясь на среднем значении погонных активных и реактивных сопротивлениях ЛЭП:

110 кВ: rо = 0,17 Ом/км; 220 кВ: rо = 0,10 Ом/км;

хо = 0,42 Ом/км; хо = 0,43 Ом/км;

Для определения падений напряжений на участках сети используем формулу (3):

; (3).

где Rл, Xл — соответственно активное и реактивное сопротивления рассматриваемой сети;

P, Q — соответственно активная и реактивная мощности рассматриваемой сети;

Uн — номинальное напряжение сети.

Для пересчета в процентное соотношение воспользуемся формулой (4):

(4).

Активные и реактивные сопротивления участков сети определяются по погонным параметрам сети. Так для участка сети ИП-В варианта 1 и для номинального напряжения 220 кВ:

Ом, (220 кВ),.

Ом, (220 кВ).

Теперь зная активную и реактивную мощности линий и сопротивления этих линий по формуле (3) определим падение напряжения на отдельных участках линий. Для участка сети ИП-В варианта 1 в нормальном режиме:

кВ, (220 кВ).

В процентном отношении:

%, (220 кВ).

Далее определим падение напряжения на отдельных участках линий варианта 1 в аварийном режиме по формуле (5):

(5).

Для участка сети ИП-В:

кВ;

В процентном отношении:

Аналогичным образом определяем падение напряжения в нормальном и аварийном режимах для всех линий вариантов 1, 2, 3; данные расчетов заносим в таблицу 6.

Таблица 6.

Падение напряжения в ЛЭП.

Вариант.

Участок.

сети.

Длина.

Линии, L.

Номин.

напряжение,.

Uн, кВ.

Активное.

сопрот-е,.

R, Ом.

Реактив.

сопрот-е,.

Х, Ом.

Активная.

мощ-ть,.

Р, МВт.

Реактив.

мощ-ть,.

Q, МВар

Падение.

напряж.

в норм.

режиме,.

Uн.р., кВ.

Падение.

напреж-я,.

Uн.р., %.

Падение.

напряж. в.

аварийном.

режиме,.

Uа.р., кВ.

Падение.

напряж-я,.

Uа.р., %.

ИП-А.

А-Г.

А-Б.

А-В.

В-Д.

110/220.

1,1.

3,23.

3,06/1,8.

4,73.

7,98.

7,56/7,54.

8,6.

7,56/7,74.

12,5.

47,5.

108,1.

9,9.

23,8.

67,1.

38,7.

3,22.

1,09.

2,96/1,23.

3,62.

3,77/1,69.

1,46.

0,99.

2,69/0,56.

1,68.

3,43/0,77.

6,44.

2,18.

5,92/2,46.

7,24.

7,54/3,38.

2,93.

1,98.

5,38/1,12.

3,29.

6,85/1,54.

ИП-А.

А-В.

В-Б.

В-Г.

В-Д.

110/220.

1,1.

2,55/1,5.

2,89.

3,06/1,8.

4,73.

8,6.

6,3/6,45.

7,14.

7,56/7,74.

47,5.

12,5.

108,1.

100,8.

23,8.

9,9.

38,7.

3,22.

5,49.

2,46/1,02.

0,97.

3,77/1,69.

1,46.

2,5.

2,24/0,46.

0,88.

3,43/0,77.

6,44.

10,98.

4,92/2,04.

1,94.

7,54/3,38.

2,93.

4,99.

4,47/0,93.

1,76.

6,85/1,54.

ИП-А.

А-Г.

А-Б.

Б-В.

В-Д.

110/220.

1,1.

3,23.

1,8.

2,55.

3,06/1,8.

4,73.

7,98.

7,74.

6,3.

7,56/7,74.

12,5.

157,5.

108,1.

9,9.

90,9.

67,1.

38,7.

3,22.

1,09.

4,49.

6,39.

3,77/1,69.

1,46.

0,99.

2,04.

5,81.

3,43/0,77.

6,44.

2,18.

8,98.

12,78.

7,54/3,38.

2,93.

1,98.

4,08.

11,62.

6,85/1,54.

5 Технико-экономическое сравнение вариантов.

Выбор и обоснование оптимального варианта электрической сети.

Из отобранных по результатам предварительного анализа трех вариантов необходимо выбрать наиболее выгодный вариант..

Условием оптимальности является: З = min,.

где З — приведенные затраты.

При сооружении всей сети в течение одного года и одинаковой степени надежности, приведенные затраты каждого варианта определяются по формуле:

(6).

где К — единовременное капитальное вложение в данный вариант сети, тыс. руб.,.

И — ежегодные эксплуатационные расходы, тыс. руб.,.

Рн — нормативный эффект, Рн = 0,15.

Сравнение рассматриваемых вариантов проводим в два этапа. На первом этапе — для каждого варианта необходимо определить сечения проводов ЛЭП. Для сетей и ЛЭП напряжением до 220 кВ (вкл.) оно выбирается по экономической плотности тока — для алюминиевых неизолированных проводов (см. таблицу 7).

Таблица 7.

Выбор экономической плотности тока.


Продолжительность использования. макс. нагрузки, ч/год.	1000 — 3000.	3001 — 5000.	5001 — 8760.


Экономическая плотность тока, А/мм2.	1,3.	1,1.	1,0.

Экономическое сечение провода при этом определяется по формуле:

(7).

где Iм — ток линии в нормальном режиме при максимальной нагрузке, при Uн;

iЭК — экономическая плотность тока, А/мм2.

Для ЛЭПИП — В (220 кВ) в варианте 1 ток равен:

кА = 495,9 А,.

где 2 — количество цепей.

Тогда по формуле (7) определяем экономическое сечение провода:

мм2.

Выбираем 2 провода АС — 300.

Таким образом определяем экономическое сечение проводов для всех остальных линий. Полученные данные сводим в таблицу 8, учитывая, что сечение проводов должно быть не менее для ЛЭП — 110 кВ: АС — 70, ЛЭП — 220 кВ: АС — 240.

Выбранное сечение проводов округляем до ближайшего стандартного и проверяем по условию нагрева в аварийных режимах работы. Для двухцепной линии этот случай соответствует отключению одной линии и протеканию двойного минимального тока по оставшимся в работе ЛЭП, а в замкнутой сети — по линиям, отключаемым поочередно.

Так для линии ИП-В в варианте 1:

А.

А по выбранному сечению и марки проводов определяем длительно допустимый ток нагрузки. Из таблицы 9 видно, что выбранное сечение проводов всех линий удовлетворяет условию длительно допустимой токовой нагрузки.

Теперь перейдем ко второму этапу, где проведем сравнение вариантов по минимальным приведенным затратам. На основе имеющихся данных о стоимости прокладки одного километра ВЛ и данных таблицы 8 о марке выбранных проводов, определяем стоимость капитальных вложений на сооружение линий варианта электрификации промышленного района, учитывая количество цепей на каждом участке.

Таблица 8.

Стоимости линий.


Марка. провода.	Номинальное. напряжение, кВ.	Стоимость. линии, тыс. руб./км.	Марка. Провода.	Номинальное. напряжение, кВ.	Стоимость. линии, тыс. руб./км.

АС-70.		7,5.	АС-300.		13,5.
АС-240.		12,6.	АС-400.		14,7.
АС-240.		12,6.

Определим стоимость участков сети по формуле (10), умножая длину линии на соответствующую стоимость из таблицы 9.

(10).

По варианту 1:

руб.;

Таблица 9.

Экономическое сечение проводов.

Вариант.

Участок.

сети.

Номин.

напряж-е.

Uн, кВ.

Кол-во.

цепей.

линии.

МВт.

Макс. рабочий.

ток на одну цепь,.

А.

Экономич.

плотность.

тока,.

А/мм2.

Расчетно;

эконом.

сечение,.

мм2.

Принятый.

стандарт.

провод.

Аварийный.

ток,.

А.

Допустимый.

по нагреву.

ток, А.

Длина.

линии, км.

ИП-А.

377,9.

495,9.

2хАС-300.

1140,6.

А-Г.

26,9.

70,6.

1,1.

64,2.

АС-70.

162,4.

А-Б.

110/220.

97,9.

256,9/128,5.

1,1.

233,5/116,8.

АС-240/АС-240.

590,9/295,6.

610/610.

А-В.

231,8.

304,2.

АС-400.

699,7.

В-Д.

110/220.

88,9.

233,3/116,7.

АС-240/АС-240.

536,6/268,4.

610/610.

ИП-А.

377,9.

495,9.

2хАС-300.

1140,6.

А-В.

356,6.

467,9.

2хАС-240.

1076,2.

В-Б.

110/220.

97,9.

256,9/128,5.

1,1.

233,5/116,8.

АС-240/АС-240.

590,9/295,6.

610/610.

В-Г.

26,9.

70,6.

1,1.

64,2.

АС-70.

162,4.

В-Д.

110/220.

88,9.

233,3/116,7.

АС-240/АС-240.

536,6/268,4.

610/610.

ИП-А.

377,9.

495,9.

2хАС-300.

1140,6.

А-Г.

26,9.

70,6.

1,1.

64,2.

АС-70.

162,4.

А-Б.

329,7.

432,6.

2хАС-240.

Б-В.

110/220.

231,8.

608,3/304,2.

2хАС-400/АС-400.

1399/699,7.

В-Д.

110/220.

88,9.

233,3/116,7.

АС-240/АС-240.

536,6/268,4.

610/610.

руб.;

руб.

Аналогичным образом определяем стоимость участков сети всех линий для вариантов 2 и 4.

Стоимость капитальных вложений по линиям варианта 1:

Линии 110 кВ: руб.

Линии 220 кВ: руб.

Суммарная стоимость руб.

Стоимость капитальных вложений по варианту 2:

Линии 110 кВ: руб.

Линии 220 кВ: руб.

Суммарная стоимость руб.

Стоимость капитальных вложений по варианту 3:

Линии 110 кВ: руб.

Линии 220 кВ: руб.

Суммарная стоимость руб.

Результаты заносим в таблицу 11.

В капитальные затраты подстанции входят стоимость оборудования подстанции и постоянная часть затрат. Определяем величину капитальных затрат на оборудование подстанции, которые выписаны и сведены в таблицу 10. Предварительно выбираем схемы подстанций, рисунок 7.

Таблица 10.

Стоимость оборудования.


Оборудование.	Обозначение.	Кол-во.	Стоимость, руб.
Выключатели.	ВВУ-100−40/2000. ВВБ-220−31,5/2000.
Разъединители.	РЛНД-110/600. РЛНД-220П/1000.
Заземляющие ножи.	ЗОН-110М-I. ЗР-330−1УХЛ I.

Суммарная стоимость оборудования.


Напряжение.	110 кВ.	220 кВ.
Стоимость оборудования.	91 230 руб.	97 968 руб.

Рисунок 7. Конфигурация схемы с двумя трансформаторами.

Определяем капитальные затраты по варианту 1:

руб. (220 кВ);

руб. (110 кВ).

руб. (220 кВ);

руб. (220 кВ).

Сумма капитальных затрат на оборудование подстанции по варианту 1 электрификации района:

руб.

Полная сумма капитальных затрат по варианту складывается из суммы капитальных затрат на сооружение ВЛ и на оборудование подстанции:

Для варианта 1:

руб.;

руб.

Таким же образом рассчитываем сумму капитальных затрат для остальных вариантов и результаты заносим в таблицу 11.

Стоимость потерь электроэнергии состоит из стоимости потерь электроэнергии в линиях и трансформаторах, которые определяются:

руб./год.

где IМ — максимальная токовая нагрузка;

R — сопротивление линии;

ф — время максимальных потерь;

в — стоимость 1 кВт•ч потерь электроэнергии.

Например, для варианта 1 участка ИП-А:

тыс. руб.

Суммарные значения ИЛ равны:

Для варианта 1.

тыс. руб.

Для варианта 2.

тыс. руб.

Для варианта 3.

тыс. руб.

Стоимость потерь электроэнергии в трансформаторах определим по формуле:

где РХХ — потерь мощности трансформатора при Х. Х;

ф — время максимальных потерь;

в — стоимость 1 кВт•ч потерь электроэнергии;

КЗН — коэффициент загрузки трансформатора при нормальном режиме работы.

Например, для варианта 1 подстанции А:

тыс. руб.

Суммарные значения равны:

Для варианта 1.

тыс. руб.

Для варианта 2.

тыс. руб.

Для варианта 3.

тыс. руб.

Определяем ежегодные эксплуатационные расходы:

И = И2+И3,.

где И2 — расходы на текущий ремонт и обслуживание;

И3 — стоимость потерь электроэнергии.

Определяем отчисление на ремонт и обслуживание по формуле:

И2=0,003КЛ+0,03УКП.СТ110кВ+0,02УКП.СТ220кВ (8).

где КЛ — величина капитальных затрат варианта на сооружение ВЛ, тыс. руб.;

КП.СТ110кВ — величина капитальных затрат варианта на оборудование подстанций с напряжением 110кВ, тыс. руб.;

КП.СТ220кВ — величина капитальных затрат варианта на оборудование подстанций с напряжением 220кВ, тыс. руб.

Например, рассчитаем отчисление на ремонт и обслуживание для варианта 1:

И2=0,003•2370,6+0,03•271,2+0,02•896=32,4 тыс. руб.

Аналогично рассчитываем для 2 и 4 вариантов, и результаты заносим в таблицу 11.

Определяем потери электроэнергии, как сумму стоимостей потерь электроэнергии в линиях и трансформаторах:

Для варианта 1:

тыс. руб.

Для варианта 2:

тыс. руб.

Для варианта 3:

тыс. руб.

Определяем ежегодные эксплуатационные расходы:

Для варианта 1:

тыс. руб.

Для варианта 2:

тыс. руб.

Для варианта 3:

тыс. руб.

В итоге определяем приведенные затраты по формуле:

Для варианта 1:

З = 0,15 • 3537,8 + 432,06 = 962,73 тыс. руб.

Для варианта 2:

З = 0,15 • 3823,8 + 519,98 = 1093,55 тыс. руб.

Для варианта 3:

З = 0,15 • 4289 + 529,25 = 1296,56 тыс. руб.

Данные вычислений заносим в таблицу 11.

По таблице 11 самым выгодным по экономическим показателям является вариант 1 с минимальными приведенными затратами. Примем данный вариант за основу проекта электрификации района и проведем по нему дальнейшие исследования выбранных элементов сети.

Таблица 11.

Результирующая таблица ТЭП.


Вариант.	Подстанция.	Uном.	Капитальные затраты, тыс. руб.	Эксплуатационные расходы, тыс. руб.	Приведенные.
					затраты, З,.
			Кл.	Кп/ст.	К.	И3.	И2.	Ит р	ИЛ.	И.	тыс. руб.
	В.					398,89.	33,17.	34,34.	116,9.	432,06.	962,73.
	Б.			271,2.	556,2.			28,67.
	А.							15,36.	23,5.
	Г.							12,49.	97,7.
	Д.		453,6.		731,6.			44,73.	18,2.
У.			2370,6.	1167,2.	3537,8.			135,59.	263,3.
	В.					487,58.	32,4.	34,34.	116,9.	519,98.	1093,55.
	Б.							28,67.	189,2.
	А.							15,36.	19,6.
	Г.			163,2.	418,2.			16,24.	7,6.
	Д.		453,6.		681,6.			41,47.	18,2.
У.			2688,6.	1135,2.	3823,8.			136,08.	351,5.
	В.					617,79.	35,42.	34,34.	116,9.	653,21.	1296,56.
	Б.			271,2.	556,2.			28,67.
	А.		907,2.		1059,2.			15,36.	266,8.
	Г.							12,49.	73,3.
	Д.		453,6.		731,6.			44,73.	18,2.
У.			3121,8.	1167,2.				135,59.	482,2.

6 Электрический расчет основных режимов работы сети..

Электрический расчет нормального режима работы сети при максимальной нагрузке.

Схема замещения электрической сети составляется путем объединения схем замещения отдельных элементов в соответствии с последовательностью их соединения в рассчитываемой сети. Линии представляются в виде П-образных, а трансформаторы в виде Г-образных схем замещения.

Выпишем максимальные значения нагрузки по отдельным участкам сети рассматриваемого варианта (вариант 1) и нанесем их на схему замещения:

SИП-А = МВА.

SА-Г = МВА.

SА-Б = МВА.

SА-В = МВА.

SВ-Д = МВА.

Потери мощности в трансформаторах определяем по формуле:

МВА (19).

где РХХ и ДРКЗ — потери мощности холостого хода и короткого замыкания трансформатора;

IХХ — ток холостого хода;

UКЗ — напряжение короткого замыкания трансформатора;

в — коэффициент загрузки трансформатора при нормальном режиме работы.

Определим потери для трансформаторов установленных на подстанции А:

МВА.

Аналогичным образом рассчитываем потери для остальных подстанций:

Для подстанции Б:

Для подстанции В:

Для подстанции Г:

Для подстанции Д:

Теперь определяем мощности нагрузок подстанций с учетом потерь в трансформаторах, приведенных к стороне высокого напряжения:

(20).

Для подстанции А:

Аналогично определяем для остальных подстанций, результаты заносим в таблицу 12.

Потери напряжения в трансформаторах определяем:

Продольная составляющая падения напряжения:

(21).

Рассчитаем падения напряжения в трансформаторах подстанции А:

где %.

Аналогично для остальных вариантов, результаты вычислений заносим в таблицу 12.

Таблица 12.

Падение напряжения на подстанции при максимальной нагрузке.


п/ст.	Потери мощности в тр-ре, МВ· А.	Мощность нагрузок п/ст преведенные к. высокой стороне, МВ· А.	Напряжение ВН тр-ра, кВ.	Продольная составляющая падения. напряжения, кВ.	Поперечная составляющая падения. напряжения, кВ.	Влияние поперечной состовляющей. падения напряжения,%.	Падение напряжения в тр-ре, кВ.	Напряжение НН тр; ра, кВ.
А.	0,077+j0,808.	10,154+j5,266.					1,733.	6,6.
Б.	0,185+j3,486.	47,87+j18,872.				;	1,674.	6,3.
В.	0,238+j9,705.	70,476+j33,61.				;	1,497.	10,5.
Г.	0,092+j1,102.	12,684+j7,154.				;	2,383.	6,6.
Д.	0,18+j3,24.	40,36+j25,83.				;	2,842.	6,3.

Продольную составляющую падения напряжения определим по формуле:

(22).

где P и Q — активная и реактивная мощности рассматриваемой линии, МВА.

R и X — активное и реактивное сопротивление рассматриваемой линии, Ом.

Расчет для участка сети ИП-А:

Для участка А-Г:

Для участка А-Б:

Для участка А-В:

Для участка В-Д:

Результаты записываем в таблицу 13.

В процентном отношении:

(23).

Расчет для участка сети ИП-А:

Для участка А-Г:

Для участка А-Б:

Для участка А-В:

Для участка В-Д:

Результаты вычислений заносим в таблицу 13.

Таблица 13.

Падение напряжения в линиях при максимальной нагрузке.


Уч. цепи.	Потери мощности в тр-ре, МВ· А.	Мощность прередаваемая по линии, МВ· А.	Напряжении в линии, кВ.	Продольная составляющая падения напряжения, кВ.	Поперечная составляющая падения напряжения, кВ.	Влияние поперечной состовляющей падения напряжения,%.	Падение напряжения в линии? Uн.р., кВ.	Напряжение НН тр;
								ра, кВ.
ИП-А.	;	180+j54,05.		;	0,0146.	1,46.	3,22.	6,3.
А-Г.	;	12,5+j4,95.		;	0,0086.	0,86.	0,95.	6,6.
А-Б.	;	47,5+j11,9.		;	0,0056.	0,56.	1,23.	6,3.
А-В.	;	110+j33,55.		;	0,0165.	1,65.	3,62.	10,5.
В-Д.	;	40+j19,35.		;	0,0077.	0,77.	1,69.	6,6.

Электрический расчет нормального режима работы сети при минимальной нагрузке Выпишем максимальные значения нагрузки по отдельным участкам сети рассматриваемого варианта (вариант 1) и нанесем их на схему замещения:

SИП-А = МВА.

SА-Г= МВА.

SА-Б= МВА.

SА-В= МВА.

SВ-Д = МВА Реактивную мощность, генерируемую половиной линии, берем из расчета для максимальной мощности.

Потери мощности для трансформаторов, установленных на подстанциях, определяем аналогично, как и для максимальной нагрузки:

Определим потери для подстанции А:

МВА Для подстанции Б:

Для подстанции В:

Для подстанции Г:

Для подстанции Д:

(20).

Для подстанции А:

Аналогично определяем для остальных подстанций, результаты заносим в таблицу 12.

Определяем продольную составляющую падения напряжения в трансформаторах:

(21).

Рассчитаем падения напряжения в трансформаторах подстанции А:

где %.

Аналогично для остальных вариантов, результаты вычислений заносим в таблицу 14.

Таблица 14.

Падение напряжения на подстанции при минимальной нагрузке.


п/ст.	Потери мощности в тр-ре, МВ· А.	Мощность нагрузок п/ст приведенные к высокой стороне, МВ· А.	Напряжение ВН тр-ра, кВ.	Продольная составляющая падения напряжения, кВ.	Поперечная составляющая падения напряжения, кВ.	Влияние поперечной составляющей падения напряжения, %.	Падение напряжения в тр-ре, кВ.	Напряжение НН тр; ра, кВ.
А.	0,077+j0,808.	10,154+j5,266.					2,433.	6,3.
Б.	0,185+j3,486.	47,87+j18,872.				;	3,515.	6,3.
В.	0,238+j9,705.	70,476+j33,61.				;	4,259.	10,5.
Г.	0,092+j1,102.	12,684+j7,154.				;	3,375.	6,3.
Д.	0,18+j3,24.	40,36+j25,83.				;	3,615.	6,3.

Продольную составляющую падения напряжения определим по формуле:

(22).

где P и Q — активная и реактивная мощности рассматриваемой линии, МВА.

R и X — активное и реактивное сопротивление рассматриваемой линии, Ом Расчет для участка сети ИП-А:

Для участка А-Г:

Для участка А-Б:

Для участка А-В:

Для участка В-Д:

Результаты записываем в таблицу 13.

В процентном отношении:

(23).

Расчет для участка сети ИП-А:

Для участка А-Г:

Для участка А-Б:

Для участка А-В:

Для участка В-Д:

Результаты вычислений заносим в таблицу 15.

Таблица 15.

Падение напряжения в линиях при минимальной нагрузке.


Уч. цепи.	Потери мощности в тр-ре, МВ· А.	Мощность передаваемая по линии, МВ· А.	Напряжении в линии, кВ.	Продольная составляющая падения напряжения, кВ.	Поперечная составляющая падения напряжения, кВ.	Влияние поперечной составляющей падения напряжения, %.	Падение напряжения в линии? Uн.р., кВ.	Напряжение НН тр; ра, кВ.
ИП-А.	;	158+j109,05.		;	0,0254.	2,54.	5,59.	6,3.
А-Г.	;	9+j5,53.		;	0,011.	1,1.	1,21.	6,6.
А-Б.	;	42,5+j26,4.		;	0,0102.	1,02.	2,25.	6,3.
А-В.	;	161+j72,05.		;	0,0301.	3,01.	6,63.	10,5.
В-Д.	;	36+j25,15.		;	0,0095.	0,95.	2,1.	6,6.

Список используемой литературы.

1. Блок В. М. Пособие к курсовому и дипломному проектированию для электроэнергетических специальностей ВУЗов.- М.: Высшая школа, 1990.-383 с.

2. Боровиков В. А., Косарев В. К., Ходот Г. А. Электрические сети и системы, — Л.: Энергия, 1968.

3. Крючков И. П., Кувшинский Н. Н., Неклепаев Б. Н. Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования.- М.: Энергия, 1978.-456 с., ил.

4. Лычев П. В., Седин В. Т. Электрические сети энергетических систем: Учебное пособие. — Мн. — 1999.

5. Мельников Н. А. Электрические сети и системы. — М.: Энергия, 1975.

6. Правило устройства электроустановок (ПУЭ) — М.: Атомиздат, 2000.

7. Поспелов Г. Е., Тедин В. Т. Проектирование электрических сетей и систем. — Минск.: Высшая школа, 1978.

8. Справочник по электроснабжению и электрооборудованию. В 2 т.- Т.1/ Под общ. ред. А. А. Федорова.- М.: Энергоатомиздат, 1986.-568 с.

9. Шевцов Ю. В. Электрические сети и системы. Методические указания по курсовому проектированию. — Н., НВИИ.: 1968.

Показать весь текст

Заполнить форму текущей работой