Электроснабжение промышленных предприятий (работа 2)

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

Предварительный расчет: 3

Баланс реактивной мощности 3

Расчет первого варианта схемы соединения нагрузки 5

Расчет второго варианта схемы соединения нагрузки 7

Расчет третьего варианта схемы соединения нагрузки 8

Технико-экономическое сравнение вариантов 10

Вариант первый 10

Вариант второй 12

Сопротивления трансформаторов 15

Расчет уровней напряжения в узлах, ведя вычисления с начала сети (РЭС) к ее концу 16

Регулирование напряжения 17

Расчет токов короткого замыкания 18

Выбор оборудования в РУ низкого напряжения подстанции № 1 19

Выбор разъединителей 19

Выбор выключателей 19

Выбор трансформаторов тока 20

Выбор трансформаторов напряжения 22

Выбор токопроводов и сборных шин 22

Технико-экономический расчет 23

Список используемой литературы 23

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 U_>ном>=110кВ Q_>c∑>=∆Q_>л∑>

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 U_>НОМ>=220

_>> принимаем U_>НОМ>=110

_>> принимаем U_>НОМ>=220

_>> принимаем U_>НОМ>=110

Находим ток для каждого участка

_>>

Выбор сечения по значению j_>эк>

j_>эк>=1,3А/мм², Т_>нб>=6400ч

_>>

Выбор сечения и расчет активного и индуктивного сопротивления линии

_>> , _>>

Участок

Сечение

r_>0>, Ом/км

R, Ом

х_>0>, 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

33,4

16,65

Потери напряжения

_>>

_>>, _>>,

при _>>, _>>

_>>

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=96км

Находим мощности на участках

_>>

Выбираем Номинальное напряжение на участках

_>>

принимаем U_>НОМ>=110кВ

Находим ток для каждого участка

_>>

Выбор сечения по значению j_>эк>

j_>эк>=1,3А/мм², Т_>нб>=7300ч

_>>

Выбор сечения и расчет активного и индуктивного сопротивления линии

_>> , _>>

Участок

Сечение

r_>0>, Ом/км

R, Ом

х_>0>, Ом/км

Х, Ом

Р-1

1-3

4-5

Р-2

2-4

АС-240

АС-70

АС-240

АС-95

0,124

0,428

0,124

0,306

9,3

20,5

12,84

10,32

11,48

0,405

0,444

0,405

0,434

30,38

21,31

13,32

33,4

16,28

Потери напряжения

_>>

_>>, _>>,

при _>>, _>>

_>>

Расчет третьего варианта схемы соединения нагрузки

РЭС

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 U_>НОМ>=110кВ

Находим ток на каждом участке

_>>

Выбор сечения по значению j_>эк>

j_>эк>=1,3А/мм², Т_>нб>=6400ч,

_>>

Выбор сечения и расчет активного и индуктивного сопротивления линии

_>> , _>>

Участок

Сечение

r_>0>, Ом/км

R, Ом

х_>0>, Ом/км

Х, Ом

Р-1

1-3

3-5

4-3

2-4

Р-2

АС-240

АС-120

АС-70

АС-120

АС-240

0,124

0,249

0,428

0,249

0,124

18,6

23,9

32,1

41,09

18,68

20,46

0,405

0,427

0,444

0,427

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

сталь

АС-240

АС-95

АС-70

АС-240

АС-70

150

165

220

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

U_{>обмотки}>

ΔР_>хх>кВт

ΔР_>КЗ>, кВт

U_>К>,

I_>хх>,

цена

ВН

НН

СН

вн-сн

вн-нн

сн-нн

АТДЦТН-63000/220/110

ТДН-16000/110

ТДН-10000/110

230

115

121

200

10,5

0,45

0,7

0,9

159

Полные капиталовложения

К_>∑>=К_>ЛЭП> =16197,6 т.р.

Ежегодные издержки на эксплуатацию сети

И=И_>ЛЭП> +ΔИ

α_>Л>%=2,8%

_>>

ΔИ=ВΔW=1,5*19481,3=292,2 т.р.

в=1,5 коп. стоимость 1кВт ч

И=И_>ЛЭП> +ΔИ=453,5+292,2=745,7 т.р.

Расчетные затраты

З=αК_>∑>+И=0,12*16197,6+745,7=2689,4 т.р.

α=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

сталь

АС-240

АС-70

АС-240

АС-95

АС-70

150

165

220

110

220

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_>∑>=К_>ЛЭП> =15863,1 т.р.

Ежегодные издержки на эксплуатацию сети

α_>Л>%=2,8%

_>>

ΔИ=вΔW=1,5*18100,7=271,5 т.р.

в=1,5 коп. стоимость 1кВт ч

Ежегодные издержки на эксплуатацию сети

И=И_>ЛЭП> +ΔИ=444,17+271,5=715,7 т.р.

Расчетные затраты

З=αК_>∑>+И=0,12*15863,1+715,7=2619,3 т.р.

α=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

_>>

Примем значение ЭДС _>>

_>>

Ударный коэффициент

_>>

Ударный ток

_>>

Ток короткого замыкания

_>>

где _>>

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

_>>

т.к. _>> 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 r_>пр>=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

Ваттметр

Варметр

Счетчик акт мощности

Вольтметр

Д-335

U-680

Э-335

1,5

0,38

0,925

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 I_>доп>=265А r_>0>=5,7мм

I_>мах> <I_>доп>

I_>мax>=160,5A I_>доп>=2*265=530А

Начальная критическая напряженность

_>>

Напряженность вокруг провода

_>>

Условие проверки

1,07Е≤0,9Е_>0>

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