Проектирование энергетической сети промышленного района

  • Вид работы:
    Дипломная (ВКР)
  • Предмет:
    Физика
  • Язык:
    Русский
    ,
    Формат файла:
    MS Word
    270,74 kb
  • Опубликовано:
    2012-03-26
Вы можете узнать стоимость помощи в написании студенческой работы.
Помощь в написании работы, которую точно примут!

Проектирование энергетической сети промышленного района

Федеральное агентство по образованию Российской Федерации

ГОУ ВПО

«Российский Химико-Технологический Университет

им. Д.И. Менделеева» Новомосковский Институт

Кафедра «ЭПП»






КУРСОВОЙ ПРОЕКТ

по дисциплине: «Электропитающие сети и электрические системы»

на тему: «Проектирование энергетической сети промышленного района»


Выполнил студент Аль кубати .м

Группа ЭС - 06 - 3.

Руководитель проекта Ошурков М. Г.




Новомосковск, 2009 г.

ЗАДАНИЕ

по курсовому проектированию ЭСС

Студенту Аль - кубати .М.А курса IV группы ЭС - 06 - 1.

. Тема проекта и исходные данные. Районная электрическая сеть.

М 1:1000000                           Данные о потребителях






 






 


 1


 3


 





4

 


2



 5

 






 






 


1

2

3

4

5

Наибольшая зимняя нагрузка, МВт

37

18

30

13

22

Коэффициент мощности нагрузки

0,7

0,74

0,72

0,8

0,75

Состав потребителей по категориям, % 1


30

25



2

60

40

50

70

50

3

40

30

25

30

50

Номинальное напряжение вторичной сети, кВ

10

10

10

10

10



Напряжение на шинах ЭС при наибольших нагрузках UН=1,05 кВ, при наименьших нагрузках UН=1 кВ, при тяжелых авариях в сети UН=1,1 кВ. Наименьшая летняя нагрузка 21 % от наибольшей зимней. Продолжительность использования наибольшей нагрузки 3300 ч. Средний номинальный коэффициент мощности генераторов системы, в которую входит проектируемый район, равен 0,87.

. Задание на специальную разработку

. Перечень обязательного графического материала.

Схемы вариантов районной электрической сети. Схемы выбранных вариантов с обозначением номинальных напряжений, марок линий, мощности трансформаторов и компенсирующих устройств. Схемы замещения электрической сети для расчёта режима наибольших нагрузок, режима наименьших нагрузок и наиболее тяжёлого после аварийного режима с указанием параметров сети и режима. Схема сети для расчёта надёжности. Схемы сети для технико-экономических расчётов. Схемы, графики и т. п., относящиеся к теме углубленной проработки.

. Рекомендуемая литература и материалы

. Срок сдачи законченного проекта .

. Дата выдачи задания 21-09-2009г .Руководитель Ошурков М. Г.

Задание принял к исполнению (дата) .

СОДЕРЖАНИЕ

ЗАДАНИЕ

ГЛАВА I. ВВЕДЕНИЕ

ГЛАВА II. ПОТРЕБЛЕНИЕ И ПОКРЫТИЕ ПОТРЕБНОСТИ В АКТИВНОЙ И РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ В ПРОЕКТИРУЕМОЙ СЕТИ

.1 Баланс активной мощности

.2 Баланс реактивной мощности

ГЛАВА III. ВЫБОР СХЕМЫ, НОМИНАЛЬНОГО НАПРЯЖЕНИЯ И ОСНОВНОГО ОБОРУДОВАНИЯ

.1 Сопоставление вариантов и выбор наиболее рационального

.2 Сравнение выбранных вариантов по натуральным показателям

.2.1 Выбор трансформаторов

ГЛАВА IV. РАСЧЁТ СХЕМЫ И РЕЖИМНЫХ ПАРАМЕТРОВ ВЫБРАННОЙ СЕТИ

.1 Определение реактивной мощности, генерируемой линией сети

.2 Режим наибольших нагрузок

.2.1 Определение потерь мощности в трансформаторах

.2.2 Определение расчётных нагрузок на высшей стороне трансформаторов

.2.3 Определение активных и индуктивных сопротивлений линий

.2.4 Распределение потоков мощности и потери мощности в линиях

.2.5 Расчёт уровней напряжения в сети

.2.6 Падение напряжения в трансформаторах

ГЛАВА V. РЕГУЛИРОВАНИЕ НАПРЯЖЕНИЯ В СЕТИ

ГЛАВА VII. АВАРИЙНЫЙ РЕЖИМ В ПЕРИОД НАИБОЛЬШИХ НАГРУЗОК (ОБРЫВ ОДНОЙ ЦЕПИ ЛИНИЙ А3 И А1)

ГЛАВА VIII. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ ПРОЕКТА

ЛИТЕРАТУРА

 

ГЛАВА I. ВВЕДЕНИЕ

проектирование энергетическая сеть

Электрическая энергия является наиболее универсальным видом энергии. Электровооружённость труда в промышленности является важным показателем уровня технического развития страны. Преимущества электроэнергетических систем столь велики, что в 1974 г. лишь менее 3 % всего количества эл. энергии было выработано отдельно работавшими электростанциями, и, поэтому, к настоящему времени в нашей стране имеются РЭС, ОЭС, ЕЭС, которые служат для надёжного электроснабжения. Вопросы составления энергетического баланса страны, определения перспектив развития отдельных районов и использования сырьевых ресурсов, выбора мощности и местоположения электростанций, объединения энергосистем не могут быть решены без учёта электрических сетей. Выбор мест размещения устройства АЧР в энергосистеме в значительной мере зависит от схемы соединений линий электропередачи и схем присоединения к ней электростанций. Линии электропередачи и оборудование в период их работы могут повреждаться, поэтому необходимо при расчётах учитывать предельные значения мощностей, которые могут быть переданы по линиям. Поэтому необходимо: 1) вести контроль за текущим режимом; 2) защищать их от повреждений; 3) поддержание и регулирование режима. Должны быть устройства противоаварийной автоматики, которые обнаруживают повреждения. Таким образом, с условиями эл. сетей связаны условия работы всех объектов, входящих в эл. системы, и, в частности, электростанций.

 

ГЛАВА II. ПОТРЕБЛЕНИЕ И ПОКРЫТИЕ ПОТРЕБНОСТИ В АКТИВНОЙ И РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ В ПРОЕКТИРУЕМОЙ СЕТИ.

 

.1 Баланс активной мощности


Потребление активной мощности сети равно:

,

где К0 - коэффициент одновременности. Принимаем К0 ≈ 0,9 ÷ 1 от количества пунктов питания;

ΔРС - суммарные потери активной мощности в линиях и трансформаторах; принимаем ΔРС = 4 ÷ 6 % от ;

 - сумма заданных наибольших нагрузок пунктов.

 МВт.

Установленная мощность генераторов эл. станций:

,

где РСН = 0,2 · Р - расход активной мощности на собственные нужды (принимается равным 20 %) эл. станций и на резерв мощности.

 МВт.

 

.2 Баланс реактивной мощности


Уравнение баланса для данной сети имеет вид:

,

где ΣQH - потребляемая реактивная мощность в период максимальной нагрузки с учётом К0.

,

где ; ; ; ; .

 Мвар;  Мвар;  Мвар;  Мвар;  Мвар.

 Мвар.

ΣΔQЛ - потери реактивной мощности в линиях.

ΣΔQЛ ≈ ΣQС - мощность, генерируемая линиями сети. В сети 110 кВ имеет место такое равенство, поэтому ΣΔQЛ и ΣQС не учитываем.

ΣΔQТР - потери реактивной мощности в трансформаторах при каждой трансформации:

 - рассматриваем две трансформации, т. е. учитываем потери как на эл. станции, так и на подстанции.

Определяем полные мощности пунктов:

 МВА;  МВА;  МВА;  МВА;  МВА.

 МВА.

 Мвар.

 Мвар;

где  Мвар - реактивная мощность, генерируемая эл. станцией.

Считая разницу в электрической удалённости между нагрузками незначительной, находим коэффициент мощности для всех потребителей


Мощность компенсирующего устройства на подстанции:

 Мвар;

 Мвар;

 Мвар;

 Мвар;

 Мвар;

Определяем реактивные мощности на подстанциях:

 Мвар;

 Мвар;

 Мвар;

 Мвар;

 Мвар.

Основные результаты сводим в таблицу

Табл. 2.1.

Пункт

Рi, МВт

Qi', Мвар

Qi, Мвар

QКУi, Мвар

1

37

24,42

37,74

13,32

2

18

11,8

16,38

4,5

3

30

19,8

28,8

9

4

13

8,58

9,75

1,17

5

22

14,52

17,072

2,55

На основе данных таблицы 2.1 выбираем тип компенсирующих устройств - статические конденсаторы (конденсаторные батареи) для пунктов 2, 3, 4, 5: тип для 4 и 5 - КСА-0,66-20; для 2 и 3 - КС2-Н-0,66-40; для 1 пункта выбираем синхронный компенсатор - тип КС - 16 - 1143.

 

ГЛАВА III. ВЫБОР СХЕМЫ, НОМИНАЛЬНОГО НАПРЯЖЕНИЯ И ОСНОВНОГО ОБОРУДОВАНИЯ

 

.1 Сопоставление вариантов и выбор наиболее рационального


Вариант №1.

Sp1 = 37+j24,4; Sp2 = 18+j11,9; Sp3 = 30+j19,8; Sp4 = 13+j8,6; Sp5 = 22+j14,5.

ℓA3=41,2 км; ℓ34=14,1; ℓ45=10 км; ℓА1=22,4 км; ℓ12=20 км; ℓА2=36,1 км.












 1


 3






4


2



 5












Найдём распределение мощностей по линиям сети

1)

 МВА.

 МВА;

 МВА.

Т.1 - точка потокораздела.

UНОМ = 110 кВ по табл. 2.3 [1].

2)  МВА;

 МВА;

 МВА.

UНОМ = 110 кВ по табл. 2.3 [1].

Находим допустимый длительно действующий ток нагрузки:

,

где Si - полная мощность, передаваемая по линии, UНОМ - номинальное напряжение сети, n - число цепей в линии.

 А;  А;

 А;  А;

 А;  А.

Определяем экономически целесообразное сечение проводов ЛЭП районного значения:

,

где jэк - экономическая плотность тока; jэк = 1,1 А/мм2.

 мм2;

 мм2;

 мм2;

Для кольца FСТ = 240 мм2; табл. П.1.1 [2]; IДОП = 610 А.

r0 = 0,118 Ом/км; х0 = 0,401 Ом/км.

;

;

;

IДОП определяем по табл. П.1.3 [2].

Проверим линии на допустимый ток в форсированном режиме (обрыв линии А2):

;

;

;

; ;

Найдём ток форсированного режима в линиях А3, 34, 45 при обрыве одной цепи:

;

;

.

Находим активные и индуктивные сопротивления в нормальном и аварийном режимах:

; ;

; ;

; ;

; ;

; ;

; ;

; .

В аварийном режиме активные и индуктивные сопротивления в двухцепной линии возрастут вдвое.

Определим потери напряжения в нормальном и аварийном режимах:

; и ;

;

;

.

Определим потери напряжения от источника питания до наиболее удалённой подстанции:

;

; ;

; ;

; ;

; .

.

Данные расчётов сводим в таблицу.

Табл. 3.1.

Линия

S

P

Q

FЖЕЛ

FСТ

r0

x0

R

X

ΔU

ΔUАВ

IДОП

IАВ


км

МВА

МВт

Мвар

мм2

мм2

Ом км

Ом км

Ом

Ом

кВ

кВ

А

А

А3

41,2

77,9

65

42,9

186

240

0,118

0,401

2,43

8,26

4,66

9,31

610

410

34

14,1

41,9

35

23,1

100

120

0,245

0,423

1,7

3,0

1,17

2,34

380

220

45

10

26,3

22

14,5

97

120

0,245

0,423

1,2

2,1

0,52

1,03

380

214

А1

22,4

41,6

34,7

22,9

199




2,6

9,0

2,7

4,27

610

346

12

20

2,7

2,3

1,5

12,7

240

0,118

0,401

2,36

8,02

0,16

1,25

610

114

А2

36,1

24,3

20,3

13,4

116,4




4,26

14,5

2,55

обрыв

обрыв


Вариант №2.

SP1 = 37+j24,4; SP2 = 18+j11,9; SP3 = 30+j19,8; SP4 = 13+j8,6; SP5 = 22+j14,5.

ℓА1 = 22,4 км; ℓ12 = 20 км; ℓА3 = 41,2 км; ℓ34 = 14,1 км; ℓ45 = 10 км.












 1


 3






4


2



 5












Найдём распределение мощностей в линии:

;

;

;

UНОМ СЕТИ = 110 кВ по табл. 2.3 [1].

;

; ;

; ;

.

, где jЭК = 1,1 А/мм2.

;

;

;

;

.

Ток форсированного режима:

;

;

;

;

;

.

FCT

R0

X0

70

0,42

0,441

120

0,245

0,423

185

0,159

0,409

240

0,118

0,401


; ;

; ;

; ;

; ;

; ;

; .

Определим потери напряжения в нормальном и аварийном режимах

;

; ;

; .

, т. е. 15% UН.

;

;

;

.

, т. е. 20% UН.

Данные расчётов сводим в таблицу:

Табл. 3.2.

Линия

S

P

Q

FЖЕЛ

FСТ

r0

x0

R

X

ΔU

ΔUАВ

IДОП

IАВ


км

МВА

МВт

Мвар

мм2

мм2

Ом км

Ом км

Ом

Ом

кВ

кВ

А

А

А3

41,2

77,9

65

42,9

186

240

0,118

0,401

2,43

8,26

4,66

9,31

610

410

34

14,1

41,9

35

23,1

100

120

0,245

0,423

1,7

3,0

1,17

2,34

380

220

45

10

26,3

22

14,5

97

120

0,245

0,423

1,2

2,1

0,52

1,03

380

214

А1

22,4

65,9

55

36,3

157

185

0,159

0,409

1,78

4,6

2,4

4,8

510

346

12

20

21,6

18

11,9

70

70

0,42

0,441

4,2

4,4

1,16

2,33

265

114


Вариант №3.

ℓА1 = 22,4 км; ℓ13 = 20 км; ℓ34 = 14,1 км; ℓ45 = 10 км; ℓА2 = 36,1 км; ℓ25 = 30 км.

SР1 = 37+j24,4; SР2 = 18+j11,9; SР3 = 30+j19,8; SР4 = 13+j8,6; SР5 = 22+j14,5.

Найдём потокораспределение в линиях сети:












 1


 3






4


2



 5












.

;

;

;

;

.

Т. 4 - точка потокораздела.

U = 220 кВ по табл. 2.3 [1].

;

;

;

;

;

;

.

Определим экономически целесообразное сечение проводов ЛЭП сети:

, где jЭК = 1,1 А/мм2.

; ;

; ;

; .

Рассмотрим аварийный режим (обрыв линии А2):

;

;

;

;

.

;

; ;

; ;

.

Находим активные и реактивные сопротивления i-ого участка сети:

; ;

; ;

; ;

; ;

; ;

; ;

; .

Определим потери напряжения в нормальном и аварийном режимах

; .

; ;

; ;

; .

;

;

; ;

.

Данные расчётов заносим в таблицу:

Табл. 3.3.

Линия

S

P

Q

FЭК

FСТ

r0

x0

R

X

ΔU

ΔU

IДОП

IАВ


км

МВА

МВт

Мвар

мм2

мм2

Ом км

Ом км

Ом

Ом

кВ

кВ

А

А

А1

22,4

87,56

74,5

46

209

240

0,118

0,4

2,64

8,96

2,77

4,66

610

378

13

20

43,3

37,5

21,6

103,4

240

0,118

0,4

2,36

8

1,19

2,88

610

261

34

14,1

7,7

7,5

1,8

18,4

240

0,118

0,4

1,66

5,64

5,64

0,1

610

167

45

10

8,7

5,5

6,8

21

240

0,118

0,4

1,18

4

0,15

0,69

610

126

25

30

34,8

27,5

21,3

83

240

0,118

0,4

3,54

12

1,6

0,94

610

56,75

А2

36,1

56,3

45,5

33,2

134,5

240

0,118

0,4

4,26

14,44

3,1

обрыв

обрыв


Вариант №4.












 1


 3






4


2



 5












ℓА1 = 22,4 км, SP1 = 37+j24,4

ℓА2 = 36,1 км, SP2 = 18+j11,9

ℓА3 = 41,2 км, SP3 = 30+j19,8

ℓА4 = 53,9 км, SP4 = 13+j8,6

ℓА5 = 10 км, SP5 = 22+j14,6.

Найдём потокораспределение в линиях сети:

; ; .

; .

UНОМ СЕТИ = 110 кВ по табл. 2.3 [1].

;

; ;

; ;

.

, где jЭК = 1,1 А/мм2.

;

;

;

;

.

Ток форсированного режима:

;

; ;

; ;

.

FСТ

R0

X0

70

0,42

0,44

95

0,3

0,43

120

0,25

0,42


; ;

; ;

; ;

; ;

; ;

; .

Определим потери напряжения в нормальном и аварийном режимах

;

; ;

; .

, т. е. 15% UН.

;

;

;

.

.

, т. е. 20% UН.

Данные расчётов заносим в таблицу:

Табл. 3.4.

Линия

S

P

Q

FЖЕЛ

FСТ

r0

x0

R

X

ΔU

ΔUАВ

IДОП

IАВ


км

МВА

МВт

Мвар

мм2

мм2

Ом км

Ом км

Ом

Ом

кВ

кВ

А

А

А1

22,4

44,3

37

24,4

105

120

0,25

0,42

2,8

4,7

1,98

4

380

232

А2

36,1

21,6

18

11,9

52

70

0,42

0,44

7,6

7,9

2,1

4,2

265

114

А3

41,2

35,9

30

19,8

85

95

0,3

0,43

6,2

8,9

3,3

6,6

330

188

А4

53,9

41,9

35

23,1

100

120

0,25

0,42

6,7

11,3

4,5

9

380

220

45

10

26,3

22

14,5

63

70

0,42

0,44

2,1

0,71

0,71

1,42

265

138


Вариант №5.












 1


 3






4


2



 5












SP1 = 37+j24,4; ℓA1 = 22,4 км;

SP2 = 18+j11,9; ℓ14 = 31,6 км;

SP3 = 30+j19,8; ℓ34 = 14,1 км;

SP4 = 13+j8,6; ℓA3 = 41,2 км;

SP5 = 22+j14,5; ℓA5 = 58,3 км;

ℓ25 = 30,1 км;

ℓA2 = 36,1 км.

1)

;

Т. 5 - точка потокораздела.

UНОМ СЕТИ = 110 кВ по табл. 2.3 [1].

)

;

;

.

Т. 4 - точка потокораздела.

UНОМ СЕТИ = 110 кВ по табл. 2.3 [1].

;

; ;

; ;

; ;

.

, где jЭК = 1,1 А/мм2.

;

;

;

;

;

;

.

Данный вариант не проходит, следовательно, в дальнейшем сравниваем 4 варианта.

 

.2 Сравнение выбранных вариантов по натуральным показателям


по суммарной длине линий;

по длине их трасс;

по стоимости сооружения ЛЭП.

Табл. 3.5.

№ схемы

Количество цепей

Марки проводов и кабелей сетей



АС - 240

АС - 185

АС - 120

АС - 95

АС - 70

Общая стоимость, тыс. руб.



Стоимость сооруж. км. в тыс. руб.

Σ длина линий сети, км.

Σ стоимость , тыс. руб.

-«-

-«-

-«-

-«-

-«-

-«-

-«-

-«-

-«-

-«-

-«-

-«-


1

12

13,822,9

78,541,2

1083,3943,5




19

24,1

458







2485

2

12

22,9

41,2

943,5

21,2

22,4

475

19

24,1

458




18,4

20

368

2245

3

12

16,1

132,6

2135













2135

4

12







19

76,3

1450

18,2

41,2

750

18,4

46,1

848

3048


По минимуму приведенных затрат сравниваем далее варианты №2 и №3.

 

.2.1 Выбор трансформаторов.

Вариант №2. UНОМ = 110 кВ.

пс 1: ;

пс 2: ;

пс 3: ;

пс 4: ;

пс 5: .

Проверим коэффициент загрузки оставшегося в работе трансформатора при отключении одного из них:

;

; ;

; ;

.

Параметры трансформаторов заносим в таблицу:

Табл. 3.6.

№ пс

SРАСЧ

SНОМ

тип тр-ра

ΔPХХ

ΔPКЗ

UКЗ

IХХ

rТР

хТР

KТР


МВА

МВА


кВт

кВт

%

%

Ом

Ом

тыс. руб.

1

47,1

63

ТРДН

50

245

10,5

0,5

0,82

22

135

2

15,4

16

ТРДН

24

85

10,5

0,7

4,4

86,8

67

3

55,6

63

ТРДН

50

245

10,5

0,5

0,82

22

135

4

30

32

ТРДН

40

145

0,7

1,87

43,4

101

5

18,8

25

ТРДН

30,8

120

10,5

0,7

2,54

55,5

92


Вариант №3. UНОМ = 220 кВ.

пс 1: ;

пс 2: ;

пс 3: ;

пс 4: ;

пс 5: .

;

; ;

; ;

.

Результаты данного варианта заносим в таблицу:

Табл. 3.7.

№ пс

S

S

тип тр-ра

ΔPХХ

ΔPКЗ

UКЗ

IХХ

rTP

xTP

KTP


МВА

МВА


кВт

кВт

%

%

Ом

Ом

тыс. руб.

1

62,5

63

ТРДЦН

82

300

12

0,9

4

100

171

2

40,2

63

ТРДЦН

82

300

12

0,9

4

100

171

3

31

32

ТРДН

53

167

12

0,9

8,63

198

130

4

11,7

32

ТРДН

53

167

12

0,9

8,63

198

130

5

24,9

32

ТРДН

53

167

12

0,9

8,63

198

130


Вариант №2.

Предварительно составим детальную схему для каждого из выбранных вариантов.


где

РН - нормативный коэффициент эффективности капиталовложений, РН=0,12.

аЛЭП = 2,8; аПС = 9,4 - коэффициенты амортизационных отчислений на сооружение ЛЭП и подстанции соответственно;

ΣКЛЭП - затраты на сооружение ЛЭП, тыс. руб.;

ΣКПС - затраты на сооружение подстанции, тыс. руб.;

Из табл. 3.5 данной работы КЛЭП = 2245 тыс. руб.;

где КТР - стоимость одного трансформатора, тыс. руб.;

КВ - стоимость всех ячеек выключателей в ОРУ, тыс. руб.;

КПОСТ - постоянная часть расчётных затрат, тыс. руб.;

Выбираем подстанцию без выключателей по упрощённой схеме: два блока с отделителями, автоматическая перемычка со стороны трансформатора - табл. П.7.3 [2].

;

;

;

;

;

где CΔW - стоимость потерь электроэнергии, тыс. руб.,

ρ - стоимость одного кВт·ч. электроэнергии, ρ = 1 коп./кВт·ч,

ΔW - количество потерянной электроэнергии, МВт·ч;

где τ - число часов максимальных потерь, ч.;

;

;

;

;

;

;

;

;

;

Вариант №3.

;

Из табл. 3.5 данной работы ;

Выбираем схему подстанции: мостик с отделителями в цепях трансформаторов и выключателем в перемычке по табл. П.7.3 [2].

 по табл. П.7.2 [2].

 по табл. П.7.3 [2].

;

;

;

;

;

;

; ;

;

По минимуму приведенных затрат выбираем вариант №2.

 

ГЛАВА IV. РАСЧЁТ СХЕМЫ И РЕЖИМНЫХ ПАРАМЕТРОВ ВЫБРАННОЙ СЕТИ.

 

.1 Определение реактивной мощности, генерируемой линией сети:



где n - число цепей в линии;

В - ёмкостная проводимость линии, См;

в0 - удельная ёмкостная проводимость линии, Ом/км;

ℓ - длина линии, км.

Линия А3: ;

Линия 34: ;

Линия 45: ;

Линия А1: ;

Линия 12: .

Табл. 4.1.

Параметры участков

F

b0

QЛ/2


мм2

км

См·10 - 6 км

Мвар

Мвар

А3

240

41,2

2,84

2,83

1,42

34

120

14,1

2,69

0,92

0,46

45

120

10

2,69

0,65

0,33

А1

185

22,4

2,78

1,51

0,76

12

70

20

2,57

1,24

0,62


4.2 Режим наибольших нагрузок.

 

.2.1 Определение потерь мощности в трансформаторах

пс 1:  - потери в меди активной мощности;

 - потери в меди реактивной мощности;

 - потери в стали активной мощности

 - потери в стали реактивной мощности;

пс 2: ;

;

;

;

Аналогичный расчёт для подстанций №№ 3, 4 и 5.

Табл. 4.2.

Пункты

PH

QH

SH

ΔPM

ΔPCT

Σ(ΔP)

ΔQM

ΔQCT

Σ(ΔQ)


МВт

Мвар

МВА

МВт

МВт

МВт

Мвар

Мвар

Мвар

1

37

24,4

44,3

0,135

0,1

0,235

3,6

0,66

4,23

2

18

11,9

21,6

0,078

0,05

0,126

1,53

0,224

1,75

3

30

19,8

35,9

0,19

0,1

0,29

5,1

0,63

5,73

4

13

8,6

15,6

0,12

0,08

0,2

2,88

0,45

3,33

5

22

14,5

26,3

0,073

0,06

0,14

1,6

0,35

1,95

 

4.2.2 Определение расчётных нагрузок на высшей стороне трансформаторов.

; ;

пс 1: ;

Аналогичный расчёт проводим для подстанций №№ 2, 3, 4 и 5.

Пункты

1

2

3

4

5

РРАСЧ, МВт

37,2

18,1

30,3

13,2

22,1

QРАСЧ, Мвар

28,6

13,7

25,5

11,9

16,5


4.2.3 Определение активных и индуктивных сопротивлений линий.

Рассчитанные значения приведены в табл. 3.2. данной работы.

 

.2.4 Распределение потоков мощности и потери мощности в линиях:






Рис. 4.1. Схема замещения для расчёта потока мощности в одной линии.

Линия 12:

мощность в конце линии 12:

;

потери мощности в линии 12:

мощность с учётом потерь:

;

мощность в начале линии:

;

Линия А1:

;

;

;

Линия 45:

;

;

;

Линия 34:

;

;

;

Линия А1:

;

;

.

Табл. 4.4.

Параметры участков

S″

P″

Q″

ΔPЛ

ΔQЛ

ΔSЛ

P'

S'

S


МВА

МВт

Мвар

МВт

Мвар

МВА

МВт

Мвар

МВА

МВА

А3


66

51,5

1,41

4,6

4,8

67,4

56,1

87,7

86,8

34

44,8

35,4

27,4

0,28

0,5

0,57

35,7

27,9

45,3

45

45

27,4

22,1

16,1

0,07

0,13

0,15

22,2

15,9

27,5

27,3

А1

68,7

55,5

40,5

0,69

1,79

1,92

56,2

42,3

70,3

69,9

12

22,3

18,1

13

0,17

0,18

0,25

18,3

13,2

22,6

22,2


4.2.5 Расчёт уровней напряжения в сети.

Напряжение на шинах подстанции равно:

;


Если подстанции питаются по магистральной схеме, то напряжение на шинах следующей подстанции Uj+1 равно:

Линия А1:

;

;

Линия 12:

;

;

Линия А3:

;

;

Линия 34:

;

;

Линия 45:

;

;

Условие  соблюдается.

Табл. 4.5.

Участки

А1

12

А3

34

45

UА, кВ

115,5

112,95

115,5

110,1

108,8

ΔUЛ, кВ

2,55

1,19

5,43

1,31

0,55

ΔUЛ, %

2,3

1,08

4,94

1,19

0,5

UJ, кВ

112,95

111,76

110,1

108,8

108,24


4.2.6 Падение напряжения в трансформаторах.

; ;

где п - число трансформаторов;

UjB - высшее напряжение трансформатора, кВ;

U'jH = UjB - ΔUTP - напряжение на вторичной обмотке трансформатора, приведённое к первичной.

Трансформатор 1: ;

;

Трансформатор 2: ;

;

Трансформатор 3: ;

;

Трансформатор 4: ;

;

Трансформатор 5: ;

;


Табл. 4.6.

Пункты12345






UjB, кВ

112,95

111,76

110,1

108,8

108,2

ΔUTP, кВ

2,92

5,66

2,67

2,49

4,48

U'jH, кВ

110,3

106,1

107,7

106,3

103,76

ΔUТР, %

2,66

5,14

2,42

2,27

4,07


ГЛАВА V. РЕГУЛИРОВАНИЕ НАПРЯЖЕНИЯ В СЕТИ.


Трансформатор 1: ;

;

Трансформатор 2: ;

;

Трансформатор 3: ;

;

Трансформатор 4: ;

;

Трансформатор 5: ;

.

Табл. 4.7.

Пункты

1

2

3

4

5

Uj HH, кВ

110,3

106,1

107,7

106,3

103,8

UHH, кВ

10,5

11

10,5

10,5

10,5

UЖЕЛ, кВ

10,5

10,5

10,5

10,5

10,5

Uрасчотв, кВ

110,3

111,15

107,7

106,3

103,8

Uстотв, кВ

110,91

110,91

106,8

106,8

102,7

Uдейств, кВ

10,44

10,5

10,5

10,45

10,6

№ отв

-2

-2

-4

-4

-6

ГЛАВА VI. РЕЖИМ НАИМЕНЬШИХ НАГРУЗОК.

; ;

; ;

.

Найдём потокораспределение в линиях.

. ;

;

.

. ;

.

Необходимо определить критическую нагрузку трансформатора для возможности отключения одного из трансформаторов:

;

пс 1: ;

пс 2: ;

пс 3: ;

пс 4: ;

пс 5: .

Т. к. нагрузка трансформатора меньше критической, то в работе можно оставить один трансформатор.

6.1 Определим потери мощности в трансформаторе

пс 1: ;

;

;

;

пс 2: ;

;

;

;

пс 3: ;

;

;

;

пс 4: ;

;

;

;

пс 5: ;

;

;

.

.2 Определение расчётных нагрузок на высшей стороне трансформаторов

пс 1: ; ;

пс 1: ; ;

пс 1: ; ;

пс 1: ; ;

пс 1: ; .

.3 Распределение потоков мощности и потери мощности в линиях

Линия 12: ;

;

;

;

Линия А1: ;

;

;

;

Линия 45: ;

;

;

;

Линия 34: ;

;

;

;

Линия А3: ;

;

;

.

.4 Расчёт уровней напряжения в сети

Линия А1:

;

;

Линия 12:

;

;

Линия А3:

;

;

Линия 34:

;

;

Линия 45:

;

.

.5 Падение напряжения в трансформаторах

Трансформатор 1: ;

;

Трансформатор 2: ;

;

Трансформатор 3: ;

;

Трансформатор 4: ;

;

Трансформатор 5: ;

;


.6 Подбор ответвлений трансформаторов

Трансформатор 1: ;

;

Трансформатор 2: ;

;

Трансформатор 3: ;

;

Трансформатор 4: ;

;

Трансформатор 5: ;

.

 

ГЛАВА VII. АВАРИЙНЫЙ РЕЖИМ В ПЕРИОД НАИБОЛЬШИХ НАГРУЗОК (ОБРЫВ ОДНОЙ ЦЕПИ ЛИНИЙ А3 И А1).


.1 Определение реактивной мощности, генерируемой линией сети

Линия А3: ; ;

Линия А1: ; .

.2 Определение активных и индуктивных сопротивлений линий

Линия А3: ; ;

Линия А1: ; .

.3 Распределение потоков мощности в линиях

Линия А3: ;

;

;

;

Линия А1: ;

;

;

.

7.4 Расчёт уровней напряжения в аварийном режиме

Линия А3: ;

;

Линия А1: ;


.5 Подбор ответвлений

пс 3: ;

;

пс 1: ;

.

ГЛАВА VIII. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ ПРОЕКТА


1.                               Стоимость сооружения линий равна 2245 тыс. руб.

Стоимость сооружения подстанции равна 1690 тыс. руб.

Стоимость сети в целом равна 3935 тыс. руб.

2.                               Ежегодные расходы по эксплуатации подстанции, сети в целом равны 130,66 + 62,86 = 193,5 тыс. руб.

3.       Потери активной мощности равны 68,34 кВт, это составляет  от суммарной мощности потребителей электроэнергии. Потери энергии в сети составляют 8606 МВт·ч - это 2,17% от количества энергии, полученной потребителями. Суммарное количество энергии, полученной потребителями в течение года: WГОД = 120 · 3300 = 396000 МВт·ч.

.        Основные натуральные показатели: Суммарная длина линий равна 107,7 км, стоимость сооружения ЛЭП равна 2245 тыс. руб. В каждой линии - по 2 выключателя, подстанции 2 и 5 выполняются без выключателей, подстанции №№ 1, 3 и 4 - с выключателем. Всего в сети - 5 ОРУ.

ЛИТЕРАТУРА


1.       Буре И. Г., Вершинина С. И., Гамазин С. И. Проектирование и расчёт электрических сетей промышленного района. М., «МЭИ», 1990.

2.       Дронов В. М., Хитров А. И., Чиркова Т. Ю. Руководство к курсовому проектированию электрических сетей и систем. М №191, Новомосковск.

.        Солдаткина Л. А. Электрические сети и системы. М., «Энергия», 1978.

.        Справочник по проектированию электрических систем по ред. С. С. Рокотяна и Н. Н. Шапиро. Изд. 3. М., «Энергоатомиздат», 1985.

.        Хитров А. И., Панов В. А., Чиркова Т. Ю. Алгоритм расчётов при составлении расчётно-пояснительной записки. Новомосковск, 1982.

.        Мельников Н. А. Электрические сети и системы. М., «Энергия», 1975.


Не нашел материал для своей работы?
Поможем написать качественную работу
Без плагиата!