Электроснабжение промышленных 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
Предварительный расчет: 3
Баланс реактивной мощности 3
Расчет первого варианта схемы соединения нагрузки 4
Расчет второго варианта схемы соединения нагрузки 7
Расчет третьего варианта схемы соединения нагрузки 9
Технико-экономическое сравнение вариантов 12
Вариант первый 12
Вариант второй 14
Сопротивления трансформаторов 20
Расчет уровней напряжения в узлах, ведя вычисления с начала сети (РЭС) к ее
концу 21
Регулирование напряжения 22
Расчет токов короткого замыкания 24
Выбор оборудования в РУ низкого напряжения подстанции № 1 26
Выбор разъединителей 26
Выбор выключателей 26
Выбор трансформаторов тока 28
Выбор трансформаторов напряжения 29
Выбор токопроводов и сборных шин 30
Технико-экономический расчет 30
Список используемой литературы 32
Предварительный расчет:
Напряжение сети
[pic]
Баланс реактивной мощности
Суммарная реактивная требуемая мощность генераторов
[pic]
[pic] [pic]
Потери активной мощности от генераторов до шин
[pic]
Суммарная активная требуемая мощность генераторов
[pic]
Суммарная вырабатываемая реактивная мощность
Для Uном=110кВ QcS=?QлS
[pic]
Сумма реактивной мощности нагрузки
[pic]
[pic] [pic]
Суммарная потребляемая реактивная мощность
[pic]
Потери реактивной мощности в трансформаторах = 10% от мощности
[pic]
Суммарная реактивная мощность компенсирующих устройств
[pic]
[pic]
[pic]
Компенсируемая реактивная мощность в узлах
[pic]
[pic]
[pic]
[pic]
[pic]
[pic]
[pic]
Находим нагрузки каждого узла
[pic]
[pic]
[pic]
[pic]
[pic]
[pic]
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
[pic]
[pic]
[pic]
[pic]
[pic]
Выбираем номинальное напряжение на участках
[pic]
[pic] принимаем UНОМ=220
[pic] принимаем UНОМ=110
[pic] принимаем UНОМ=110
[pic] принимаем UНОМ=220
[pic] принимаем UНОМ=110
Находим ток для каждого участка
[pic]
[pic]
[pic]
[pic]
[pic]
[pic]
Выбор сечения по значению jэк
jэк=1,3А/мм2, Тнб=6400ч
[pic]
[pic]
[pic]
[pic]
[pic]
[pic]
Выбор сечения и расчет активного и индуктивного сопротивления линии
[pic] , [pic]
|Участок |Сечение |r0, Ом/км |R, Ом |х0, Ом/км |Х, Ом |
|Р-1 |АС-240 |0,124 |9,3 |0,405 |30,38 |
|1-3 |АС-95 |0,306 |14,69 |0,434 |20,83 |
|3-5 |АС-70 |0,428 |32,1 |0,444 |33 |
|Р-2 |АС-240 |0,124 |10,23 |0,405 |33,4 |
|2-4 |АС-70 |0,428 |16,05 |0,444 |16,65 |
Потери напряжения
[pic]
[pic]
[pic]
[pic]
[pic]
[pic]
[pic]
[pic]
[pic]
[pic]
[pic]
[pic]
[pic]
[pic]
[pic], [pic],
при [pic], [pic]
[pic]
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
[pic]
[pic]
[pic]
[pic]
[pic]
Выбираем Номинальное напряжение на участках
[pic]
[pic]
[pic]
[pic]
[pic]
[pic]
принимаем UНОМ=110кВ
Находим ток для каждого участка
[pic]
[pic]
[pic]
[pic]
[pic]
[pic]
Выбор сечения по значению jэк
jэк=1,3А/мм2, Тнб=7300ч
[pic]
[pic]
[pic]
[pic]
[pic]
[pic]
Выбор сечения и расчет активного и индуктивного сопротивления линии
[pic] , [pic]
|Участок |Сечение |r0, Ом/км |R, Ом |х0, Ом/км |Х, Ом |
|Р-1 |АС-240 |0,124 |9,3 |0,405 |30,38 |
|1-3 |АС-70 |0,428 |20,5 |0,444 |21,31 |
|4-5 |АС-70 |0,428 |12,84 |0,444 |13,32 |
|Р-2 |АС-240 |0,124 |10,32 |0,405 |33,4 |
|2-4 |АС-95 |0,306 |11,48 |0,434 |16,28 |
Потери напряжения
[pic]
[pic]
[pic]
[pic]
[pic]
[pic]
[pic]
[pic]
[pic]
[pic]
[pic]
[pic]
[pic]
[pic]
[pic], [pic],
при [pic], [pic]
[pic]
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
[pic]
[pic]
[pic]
[pic]
[pic]
[pic]
Выбираем номинальное напряжение на участках
[pic]
[pic]
[pic]
[pic]
[pic]
[pic]
принимаем UНОМ=110кВ
Находим ток на каждом участке
[pic]
[pic]
[pic]
[pic]
[pic]
[pic]
[pic]
Выбор сечения по значению jэк
jэк=1,3А/мм2, Тнб=6400ч,
[pic]
[pic]
[pic]
[pic]
[pic]
[pic]
[pic]
Выбор сечения и расчет активного и индуктивного сопротивления линии
[pic] , [pic]
|Участок |Сечение |r0, Ом/км |R, Ом |х0, Ом/км |Х, Ом |
|Р-1 |АС-240 |0,124 |18,6 |0,405 |60,75 |
|1-3 |АС-120 |0,249 |23,9 |0,427 |40,99 |
|3-5 |АС-70 |0,428 |32,1 |0,444 |33,3 |
|4-3 |АС-70 |0,428 |41,09 |0,444 |42,62 |
|2-4 |АС-120 |0,249 |18,68 |0,427 |32,03 |
|Р-2 |АС-240 |0,124 |20,46 |0,405 |66,83 |
Потери напряжения
[pic]
[pic]
[pic]
[pic]
[pic]
[pic]
[pic]
[pic]
[pic]
[pic]
[pic]
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
[pic]
[pic]
[pic]
[pic]
[pic]
[pic]
[pic]
Определим величину времени максимальных потерь
[pic]
Потери электроэнергии в течении года
[pic]
Стоимость сооружений ВЛ
|Участ|Кол-во |Вид |Марка |длина,|Напряжение,|стоимость 1|полная |
|ок |цепей |опоры |провода |км |кВ |км |стоимость |
|Р-1 |2 |сталь |АС-240 |150 |220 |34,4 |5160 |
|1-3 |2 |сталь |АС-95 |96 |110 |22,1 |2121,6 |
|3-5 |1 |сталь |АС-70 |75 |110 |21,6 |1620 |
|Р-2 |2 |сталь |АС-240 |165 |220 |34,4 |5676 |
|2-4 |2 |сталь |АС-70 |75 |110 |21,6 |1620 |
Капитальные затраты на сооружение ЛЭП
[pic]
Капитальные затраты на оборудование ЛЭП
[pic]
Число и стоимость выключателей и трансформаторов в обеих схемах
одинаковы.
Выбираем трансформаторы
Находим необходимую мощность
[pic]
[pic]
[pic]
[pic]
[pic]
[pic]
|№ |Тип |Uобмотки |?Рхх|?РКЗ, кВт |UК, |Iхх, |цена |
| |трансформатор| |кВт | |% |% | |
| |а | | | | | | |
| | |ВН |НН |СН | |вн-сн |вн-нн |сн-нн | | | |
|1 |АТДЦТН-63000/|230 |11 |121 |37 |200 |200 |200 |35 |0,45 |159 |
| |220/110 |230 |11 | |37 |200 |200 |200 |35 |0,45 |159 |
|2 |АТДЦТН-63000/|115 |11 |121 |18 |85 |85 |85 |10,5 |0,7 |48 |
| |220/110 |115 |11 | |18 |85 |85 |85 |10,5 |0,7 |48 |
|3 |ТДН-16000/110|115 |11 | |14 |58 |58 |58 |10,5 |0,9 |40 |
|4 | | | | | | | | | | | |
|5 |ТДН-16000/110| | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | |
| |ТДН-10000/110| | | | | | | | | | |
Полные капиталовложения
КS=КЛЭП =16197,6 т.р.
Ежегодные издержки на эксплуатацию сети
И=ИЛЭП +?И
?Л%=2,8%
[pic]
?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=?КS+И=0,12*16197,6+745,7=2689,4 т.р.
?=0,12 нормативный коэффициент срока окупаемости
Вариант второй
Определим потери на участках
[pic]
[pic]
[pic]
[pic]
[pic]
[pic]
[pic]
Определим величину времени максимальных потерь
[pic]
Потери электроэнергии в течении года
[pic]
Стоимость сооружений ВЛ
|Участо|Кол-во |Вид |Марка |Длина,|Напряжение|Стоимость 1|Полная |
|к |цепей |опоры |провода |км |, кВ |км |стоимость |
|Р-1 |2 |сталь |АС-240 |150 |220 |34,4 |5160 |
|1-3 |2 |сталь |АС-70 |96 |110 |21,6 |2073,6 |
|Р-2 |2 |сталь |АС-240 |165 |220 |34,4 |5676 |
|2-4 |2 |сталь |АС-95 |75 |110 |22,1 |1657,5 |
|4-5 |1 |сталь |АС-70 |60 |110 |21,6 |1296 |
Капитальные затраты на сооружение ЛЭП
[pic]
Капитальные затраты на оборудование ЛЭП
[pic]
Кап. затраты на выключатели и трансформаторы не учитываем т.к. в обоих
вариантах их количество и стоимость равные.
Выбираем трансформаторы
Находим необходимую мощность
[pic]
[pic]
[pic]
[pic]
[pic]
[pic]
Полные капиталовложения
КS=КЛЭП =15863,1 т.р.
Ежегодные издержки на эксплуатацию сети
?Л%=2,8%
[pic]
?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=?КS+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
[pic]
[pic]
[pic]
[pic]
[pic]
[pic]
[pic]
Зарядная мощность линии
[pic], [pic]
[pic]
[pic]
[pic]
[pic]
[pic]
[pic]
Расчет потерь в стали и меди трансформаторов
[pic]
[pic]
[pic]
[pic]
[pic]
[pic]
[pic]
[pic]
[pic]
[pic]
[pic]
[pic]
[pic]
[pic]
[pic]
[pic]
[pic]
[pic]
[pic]
[pic]
[pic]
[pic]
[pic]
[pic]
[pic]
[pic]
[pic]
[pic]
[pic]
[pic]
[pic]
[pic]
[pic]
[pic]
[pic]
[pic]
[pic]
[pic]
[pic]
[pic]
[pic]
[pic]
[pic]
[pic]
[pic]
[pic]
[pic]
[pic]
[pic]
[pic]
[pic]
[pic]
[pic]
[pic]
[pic]
[pic]
[pic]
[pic]
[pic]
[pic]
[pic]
Сопротивления трансформаторов
[pic]
[pic]
[pic]
[pic]
[pic]
[pic]
[pic]
[pic]
[pic]
[pic]
[pic]
[pic]
[pic](-4,21)
[pic]
[pic]
[pic](-4,21)
[pic]
[pic]
[pic]
[pic]
Расчет уровней напряжения в узлах, ведя вычисления с начала сети (РЭС) к
ее концу
[pic]
[pic]
[pic]
[pic]
[pic]
[pic]
[pic]
[pic]
[pic]
[pic]
[pic]
[pic]
[pic][pic]
[pic]
[pic]
[pic]
[pic]
[pic][pic]
[pic]
[pic]
[pic]
[pic]
[pic][pic]
[pic]
[pic]
[pic]
[pic]
Регулирование напряжения
На третьей подстанции
[pic]
[pic]
Желаемое напряжение ответвления
[pic]
Число ответвлений
[pic]
[pic]
[pic]
[pic]
[pic]
На четвертой подстанции
[pic]
[pic]
Желаемое напряжение ответвления
[pic]
Число ответвлений
[pic]
[pic]
[pic]
[pic]
[pic]
На пятой подстанции
[pic]
[pic]
Желаемое напряжение ответвления
[pic]
Число ответвлений
[pic]
[pic]
[pic]
[pic]
[pic]
Расчет токов короткого замыкания
Смотри приложение
[pic]
[pic]
[pic]
[pic]
[pic]
[pic]
[pic]
[pic]
[pic]
[pic]
Примем значение ЭДС [pic]
[pic]
Ударный коэффициент
[pic]
Ударный ток
[pic]
Ток короткого замыкания
[pic]
где [pic]
Термическое действие токов короткого замыкания
[pic]
[pic]
[pic]
Выбор оборудования в РУ низкого напряжения подстанции № 1
Выбор разъединителей
1. По напряжению установки
[pic]
[pic]
[pic]
2. По току
[pic]
[pic]
[pic]
[pic]
[pic]
Выбираем разъединитель типа РВ-10/1000 У3
3. На электродинамическую стойкость
[pic], [pic], [pic]
4. По термической стойкости
[pic]
[pic]
[pic], [pic]
[pic]
Выбор выключателей
1. По напряжению установки
[pic]
[pic]
[pic]
2. По длительному току
[pic]
[pic]
[pic]
[pic]
[pic]
3. Ном. симметричный ток отключения
[pic]
[pic]
[pic]
Выбираем выключатель типа ВМПЭ-10-1000-31,5 У3
4. Возможность отключения апериодической составляющей тока короткого
замыкания
[pic]
[pic]
[pic]
т.к. [pic] допускается проверка по отключающей способности
[pic]
[pic]
[pic]
5. На электродинамическую стойкость
[pic], [pic], [pic]
6. По термической стойкости
[pic]
[pic]
[pic], [pic]
[pic]
Выбор трансформаторов тока
1. По напряжению установки
[pic]
[pic]
[pic]
2. По длительному току
[pic]
[pic]
[pic]
[pic]
[pic]
[pic]
Выбираем измерительный трансформатор ток типа ТПОЛ-10 У3Т3
3. Класс точности = 0,5
4. По электродинамической стойкости
[pic], [pic], [pic]
[pic]
[pic]
5. По термической стойкости
[pic]
[pic]
[pic]
[pic], [pic]
6. По вторичной нагрузке
[pic]
[pic]
[pic]
[pic]
|Ваттметр |Д-335 |1ВА |
|Варметр |Д-335 |0,5ВА |
|Счетчик активной энергии |U-680 |2,5ВА |
[pic]
[pic]
принимаем q = 3 тогда rпр=0,1
0,1+0,16+0,1‹0,4
Выбор трансформаторов напряжения
1. По напряжению установки
[pic]
[pic]
[pic]
2. Класс точности 0,5
Выбираем измерительный трансформатор напряжения типа ЗНОЛ.09-10Т2
3. По вторичной нагрузке
[pic]
[pic]
[pic]
|название |марка |мощность 1 |число |Соs |Sin |число |Р, |q |
| | |катушки |катушек | | |пр. |Вт | |
|Ваттметр |Д-335 |1,5 |2 |1 |0 |1 |3 |- |
|Варметр |Д-335 |1,5 |2 |1 |0 |1 |3 |- |
|Счетчик акт | | | | | | | | |
|мощности |U-680 |2 |2 |0,38 |0,925 |1 |4 |9,7 |
|Вольтметр |Э-335 |2 |1 |1 |0 |2 |2 |- |
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
[pic]
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
[pic]
Напряженность вокруг провода
[pic]
Условие проверки
1,07Е?0,9Е0
По условию коронирования – проходит
Технико-экономический расчет
1. Стоимость сооружений
[pic]
2. Годовые эксплуатационные расходы
[pic]
3. Себестоимость
[pic]
Список используемой литературы
1. Неклепаев Электрические станции и подстанции
2. К.И. Прокопчук Л.А. Акишин Районная электрическая сеть Метод. Указания
3. ПУЭ
4. ГОСТ
5. А.А. Федоров Л.Е. Старкова Учебное пособие для курсового проектирования
-----------------------
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