Проектирование электрической сети для электроснабжения промышленного района
Где Кл— капиталовложения в линию, Ктр— капиталовложения в трансформаторы, Кору-капиталовложение в распределительное устройство, Кпост— постоянная часть затрат. 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. Определим расчетный ток протекающий по участкам сети и сечение провода… Читать ещё >
Проектирование электрической сети для электроснабжения промышленного района (реферат, курсовая, диплом, контрольная)
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
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 | 34,16 | 395,7 | 383,7 | 45,5 | 374,4 | ||
FР, мм2 | 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-1=Р1=82МВт Линию А-1 принимаем двухцепной.
Мощность на каждой линии равна
В 2
58 Мвт На участке В-2 PВ-2=Р2=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 | 33,53 | 395,1 | 169,1 | 386,3 | ||
FР, мм2 | 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 | 605х2 | 605х2 | ||||
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 | 605х2 | 605х2 | ||||
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 | 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 | 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 | |||||
Sм, МВА | 91,1 | 64,4 | 68,9 | ||
Sт, МВА | 62,8 | 44,4 | 47,5 | 55,2 | |
Тип СТ | ТРДЦН-63 000/110/10 | ТРДЦН-63 000/110/10 | ТРДЦН-63 000/110/10 | ТРДЦН-63 000/110/10 | |
Определим потери энергии в трансформаторах.
Активные потери
Реактивные потери.
Для варианта 1 и 2
Тип трансформатора | ТРДЦН-63 000/110 | ТРДЦН-63 000/110 | ТРДЦН-63 000/110 | ТРДЦН-63 000/110 | |
РКЗ, кВт | |||||
P, кВт | |||||
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=Кл+Ктр+Кору+Кпост,
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 | 31,6 | ; | ; | |||
1−3 | Км | 44,7 | ; | ; | |||
3-А | Км | 31,6 | ; | ; | |||
В-2 | Км | 31,62 | ; | ; | |||
2−4 | Км | ; | ; | ||||
4-В | Км | ; | ; | ||||
А-1 | Км | ; | ; | 31,6 | |||
А-3 | Км | ; | ; | 31,6 | |||
3−4 | Км | ; | ; | 42,4 | |||
4-В | км | ; | ; | ||||
В-2 | Км | ; | ; | 31,6 | |||
Итого по ЛЭП | |||||||
ОРУ | |||||||
ПС1 | ; | 530/30 000 | |||||
ПС2 | ; | 530/30 000 | |||||
ПС3 | ; | 530/30 000 | |||||
ПС4 | ; | 530/30 000 | |||||
Итого по ОРУ | |||||||
Трансформаторы | |||||||
ТРДЦН63 000/110 | Шт | ||||||
ТРДЦН63 000/110 | Шт | ||||||
ТРДЦН63 000/110 | Шт | ||||||
ТРДЦН63 000/110 | Шт | ||||||
Итого по трансформаторам | |||||||
Постоянная часть затрат | |||||||
ПС | ; | ||||||
; | |||||||
Итого по постоянной части затрат | |||||||
ИТОГО капиталовложений в сеть | |||||||
Ежегодные эксплуатационные расходы.
И=ИА+ИЭ
где ИА — Полные годовые отчисления на амортизацию и обслуживание сети; ИЭ — стоимость потерянной за год электроэнергии.
Для варианта 1
И=7821,7+18 048+437,7=26 307,4 тыс. руб.
Для варианта 2
И=7052,1+12 607,3+388,1=20 047,5 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 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 | 76 140 кВт | 5850 кВт | 67 860 кВт | 65 800 кВт | 7800 кВт | 64 200 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 | 82 000 кВт | 67 750 кВт | 5750 кВт | 66 250 кВт | 58 000 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-63 000/110 | ТРДЦН-63 000/110 | ТРДЦН-63 000/110 | ТРДЦН-63 000/110 | |
РХХ, кВт | |||||
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 сопоставленииминимума 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.