Электроснабжение предприятий
Министерство общего и профессионального образования Российской Федерации
Иркутский Государственный технический университет
Пояснительная записка
к курсовому проекту по курсам
Системы внешнего электроснабжения
и Производство электроэнергии
Выполнил:
студент группы ЭП-95-1
Сапрыкин Д.Р.
Принял:
Старостина Э.Б.
Иркутск 1999
Министерство общего и профессионального образования Российской Федерации
Иркутский Государственный технический университет
Пояснительная записка
к курсовому проекту по курсам
Системы внешнего электроснабжения
и Производство электроэнергии
Выполнил:
студент группы ЭП-95-1
Сапрыкин Д.Р.
Принял:
Акишина А.Г.
Иркутск 1999
Содержание
TOC \o “1-3” Предварительный расчет: PAGEREF _Toc444878169 \h 3
Баланс реактивной мощности PAGEREF _Toc444878170 \h 3
Расчет первого варианта схемы соединения нагрузки PAGEREF
_Toc444878171 \h 4
Расчет второго варианта схемы соединения нагрузки PAGEREF
_Toc444878172 \h 7
Расчет третьего варианта схемы соединения нагрузки PAGEREF
_Toc444878173 \h 9
Технико-экономическое сравнение вариантов PAGEREF _Toc444878174 \h 12
Вариант первый PAGEREF _Toc444878175 \h 12
Вариант второй PAGEREF _Toc444878176 \h 14
Сопротивления трансформаторов PAGEREF _Toc444878177 \h 20
Расчет уровней напряжения в узлах, ведя вычисления с начала сети (РЭС) к
ее концу PAGEREF _Toc444878178 \h 21
Регулирование напряжения PAGEREF _Toc444878179 \h 22
Расчет токов короткого замыкания PAGEREF _Toc444878180 \h 24
Выбор оборудования в РУ низкого напряжения подстанции № 1 PAGEREF
_Toc444878181 \h 26
Выбор разъединителей PAGEREF _Toc444878182 \h 26
Выбор выключателей PAGEREF _Toc444878183 \h 26
Выбор трансформаторов тока PAGEREF _Toc444878184 \h 28
Выбор трансформаторов напряжения PAGEREF _Toc444878185 \h 29
Выбор токопроводов и сборных шин PAGEREF _Toc444878186 \h 30
Технико-экономический расчет PAGEREF _Toc444878187 \h 30
Список используемой литературы PAGEREF _Toc444878188 \h 32
Предварительный расчет:
Напряжение сети
Баланс реактивной мощности
Суммарная реактивная требуемая мощность генераторов
Потери активной мощности от генераторов до шин
Суммарная активная требуемая мощность генераторов
Суммарная вырабатываемая реактивная мощность
Для Uном=110кВ Qc?=?Qл?
Сумма реактивной мощности нагрузки
Суммарная потребляемая реактивная мощность
Потери реактивной мощности в трансформаторах = 10% от мощности
Суммарная реактивная мощность компенсирующих устройств
Компенсируемая реактивная мощность в узлах
Находим нагрузки каждого узла
Расчет первого варианта схемы соединения нагрузки
Расстояние между узлами сети
От РЭС до подстанции 1=150км
От подстанции 1 до 3=96км
От подстанции 3 до 5=75км
От РЭС до подстанции 2=165км
От подстанции 2до 4=75км
От подстанции 4 до 5=60км
От подстанции 3 до 4=96км
Находим мощности на участках
Выбираем номинальное напряжение на участках
принимаем UНОМ=220
принимаем UНОМ=110
принимаем UНОМ=110
принимаем UНОМ=220
принимаем UНОМ=110
Находим ток для каждого участка
Выбор сечения по значению jэк
jэк=1,3А/мм2, Тнб=6400ч
Выбор сечения и расчет активного и индуктивного сопротивления линии
Участок Сечение r0, Ом/км R, Ом х0, Ом/км Х, Ом
Р-1
1-3
3-5
Р-2
2-4 АС-240
АС-95
АС-70
АС-240
АС-70 0,124
0,306
0,428
0,124
0,428 9,3
14,69
32,1
10,23
16,05 0,405
0,434
0,444
0,405
0,444 30,38
20,83
33
33,4
16,65
Потери напряжения
,
Расчет второго варианта схемы соединения нагрузки
Расстояние между узлами сети
От РЭС до подстанции 1=150км
От подстанции 1 до 3=96км
От подстанции 3 до 5=75км
От РЭС до подстанции 2=165км
От подстанции 2до 4=75км
От подстанции 4 до 5=60км
От подстанции 3 до 4=96кмНаходим мощности на участках
Выбираем Номинальное напряжение на участках
принимаем UНОМ=110кВ
Находим ток для каждого участка
Выбор сечения по значению jэк
jэк=1,3А/мм2, Тнб=7300ч
Выбор сечения и расчет активного и индуктивного сопротивления линии
Участок Сечение r0, Ом/км R, Ом х0, Ом/км Х, Ом
Р-1
1-3
4-5
Р-2
2-4 АС-240
АС-70
АС-70
АС-240
АС-95 0,124
0,428
0,428
0,124
0,306 9,3
20,5
12,84
10,32
11,48 0,405
0,444
0,444
0,405
0,434 30,38
21,31
13,32
33,4
16,28
Потери напряжения
,
Расчет третьего варианта схемы соединения нагрузки
5
Расстояние между узлами сети
От РЭС до подстанции 1=150км
От подстанции 1 до 3=96км
От подстанции 3 до 5=75км
От РЭС до подстанции 2=165км
От подстанции 2до 4=75км
От подстанции 4 до 5=60км
От подстанции 3 до 4=96км
Находим нагрузки на участках
Выбираем номинальное напряжение на участках
принимаем UНОМ=110кВ
Находим ток на каждом участке
Выбор сечения по значению jэк
jэк=1,3А/мм2, Тнб=6400ч,
Выбор сечения и расчет активного и индуктивного сопротивления линии
Участок Сечение r0, Ом/км R, Ом х0, Ом/км Х, Ом
Р-1
1-3
3-5
4-3
2-4
Р-2 АС-240
АС-120
АС-70
АС-70
АС-120
АС-240 0,124
0,249
0,428
0,428
0,249
0,124 18,6
23,9
32,1
41,09
18,68
20,46 0,405
0,427
0,444
0,444
0,427
0,405 60,75
40,99
33,3
42,62
32,03
66,83
Потери напряжения
Данная схема не проходит по потерям напряжения в аварийном режиме,
поэтому мы исключаем ее из дальнейших расчетов.
В дальнейшем, чтобы окончательно выбрать конфигурацию, необходимо
провести технико-экономический расчет и сравнить оставшиеся два варианта
схем.
Технико-экономическое сравнение вариантов
Вариант первый
Определим потери на участках
Определим величину времени максимальных потерь
Потери электроэнергии в течении года
Стоимость сооружений ВЛ
Участок Кол-во цепей Вид опоры Марка провода длина, км Напряжение, кВ
стоимость 1 км полная стоимость
Р-1
1-3
3-5
Р-2
2-4 2
2
1
2
2 сталь
сталь
сталь
сталь
сталь АС-240
АС-95
АС-70
АС-240
АС-70 150
96
75
165
75 220
110
110
220
110 34,4
22,1
21,6
34,4
21,6 5160
2121,6
1620
5676
1620
Капитальные затраты на сооружение ЛЭП
Капитальные затраты на оборудование ЛЭП
Число и стоимость выключателей и трансформаторов в обеих схемах
одинаковы.
Выбираем трансформаторы
Находим необходимую мощность
№ Тип трансформатора Uобмотки ?РххкВт ?РКЗ, кВт UК,
% Iхх,
% цена
ВН НН СН
вн-сн вн-нн сн-нн
1
2
3
4
5 АТДЦТН-63000/220/110
АТДЦТН-63000/220/110
ТДН-16000/110
ТДН-16000/110
ТДН-10000/110 230
230
115
115
115 11
11
11
11
11 121
121
37
37
18
18
14 200
200
85
85
58 200
200
85
85
58 200
200
85
85
58 35
35
10,5
10,5
10,5 0,45
0,45
0,7
0,7
0,9 159
159
48
48
40
Полные капиталовложения
К?=КЛЭП =16197,6 т.р.
Ежегодные издержки на эксплуатацию сети
И=ИЛЭП +?И
?Л%=2,8%
?И=В?W=1,5*19481,3=292,2 т.р.
в=1,5 коп. стоимость 1кВт ч
И=ИЛЭП +?И=453,5+292,2=745,7 т.р.
Расчетные затраты
З=?К?+И=0,12*16197,6+745,7=2689,4 т.р.
?=0,12 нормативный коэффициент срока окупаемости
Вариант второй
Определим потери на участках
Определим величину времени максимальных потерь
Потери электроэнергии в течении года
Стоимость сооружений ВЛ
Участок Кол-во цепей Вид опоры Марка провода Длина, км Напряжение, кВ
Стоимость 1 км Полная стоимость
Р-1
1-3
Р-2
2-4
4-5 2
2
2
2
1 сталь
сталь
сталь
сталь
сталь АС-240
АС-70
АС-240
АС-95
АС-70 150
96
165
75
60 220
110
220
110
110 34,4
21,6
34,4
22,1
21,6 5160
2073,6
5676
1657,5
1296
Капитальные затраты на сооружение ЛЭП
Капитальные затраты на оборудование ЛЭП
Кап. затраты на выключатели и трансформаторы не учитываем т.к. в обоих
вариантах их количество и стоимость равные.
Выбираем трансформаторы
Находим необходимую мощность
Полные капиталовложения
К?=КЛЭП =15863,1 т.р.
Ежегодные издержки на эксплуатацию сети
?Л%=2,8%
?И=в?W=1,5*18100,7=271,5 т.р.
в=1,5 коп. стоимость 1кВт ч
Ежегодные издержки на эксплуатацию сети
И=ИЛЭП +?И=444,17+271,5=715,7 т.р.
Расчетные затраты
З=?К?+И=0,12*15863,1+715,7=2619,3 т.р.
?=0,12 нормативный коэффициент срока окупаемости
Сравнивая два варианта приходим к выводу, что затраты для второго
варианта схемы меньше чем для первого, поэтому для дальнейшего расчета
выгоднее взять второй вариант схемы.
Уточненный баланс реактивной мощности
Потери реактивной мощности на участках ЛЭП
Зарядная мощность линии
Расчет потерь в стали и меди трансформаторов
Сопротивления трансформаторов
(-4,21)
(-4,21)
Расчет уровней напряжения в узлах, ведя вычисления с начала сети (РЭС) к
ее концу
Регулирование напряжения
На третьей подстанции
Желаемое напряжение ответвления
Число ответвлений
На четвертой подстанции
Желаемое напряжение ответвления
Число ответвлений
На пятой подстанции
Желаемое напряжение ответвления
Число ответвлений
Расчет токов короткого замыкания
Смотри приложение
Ударный коэффициент
Ударный ток
Ток короткого замыкания
Термическое действие токов короткого замыкания
Выбор оборудования в РУ низкого напряжения подстанции № 1
Выбор разъединителей
По напряжению установки
По току
Выбираем разъединитель типа РВ-10/1000 У3
На электродинамическую стойкость
По термической стойкости
Выбор выключателей
По напряжению установки
По длительному току
Ном. симметричный ток отключения
Выбираем выключатель типа ВМПЭ-10-1000-31,5 У3
Возможность отключения апериодической составляющей тока короткого
замыкания
допускается проверка по отключающей способности
На электродинамическую стойкость
По термической стойкости
Выбор трансформаторов тока
По напряжению установки
По длительному току
Выбираем измерительный трансформатор ток типа ТПОЛ-10 У3Т3
Класс точности = 0,5
По электродинамической стойкости
По термической стойкости
По вторичной нагрузке
Ваттметр Д-335 1ВА
Варметр Д-335 0,5ВА
Счетчик активной энергии U-680 2,5ВА
принимаем q = 3 тогда rпр=0,1
0,1+0,16+0,1‹0,4
Выбор трансформаторов напряжения
По напряжению установки
Класс точности 0,5
Выбираем измерительный трансформатор напряжения типа ЗНОЛ.09-10Т2
По вторичной нагрузке
название марка мощность 1 катушки число катушек Соs Sin число пр. Р, Вт
q
Ваттметр
Варметр
Счетчик акт мощности
Вольтметр Д-335
Д-335
U-680
Э-335 1,5
1,5
2
2 2
2
2
1 1
1
0,38
1 0
0
0,925
0 1
1
1
2 3
3
4
2 –
–
9,7
–
Выбранный трансформатор имеет номинальную мощность 75ВА в классе
точности 0,5 необходимом для присоединения счетчиков мощностью 75ВА т.о.
трансформатор будет работать в выбранном классе точности.
Выбор токопроводов и сборных шин
Выбираем АС-70/11
q=70мм2 d= 11,4 Iдоп=265А r0=5,7мм
Iмах <Iдоп
Iмax=160,5A Iдоп=2*265=530А
Начальная критическая напряженность
Напряженность вокруг провода
Условие проверки
1,07Е?0,9Е0
По условию коронирования – проходит
Технико-экономический расчет
Стоимость сооружений
Годовые эксплуатационные расходы
Себестоимость
Список используемой литературы
Неклепаев Электрические станции и подстанции
К.И. Прокопчук Л.А. Акишин Районная электрическая сеть Метод. Указания
ПУЭ
ГОСТ
А.А. Федоров Л.Е. Старкова Учебное пособие для курсового проектирования
PAGE
PAGE 3
РЭС
S1
S2
S3
S4
S5
1
3
2
5
4
S25
S13
S34
SP2
SP1
2
S54
SP2
SP1
S13
S45
4
2
3
1
S5
S4
S3
S2
S1
РЭС
S24
РЭС
S2
S4
S5
1
3
4
S43
S13
SP1
S3
S1
SP2
Р
Р
SP1
S13
S43
4
3
1
S4
S2
РЭС
S24
2
S35
S1
SP2
5
Нашли опечатку? Выделите и нажмите CTRL+Enter
