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
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
, ,
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 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
, ,
при ,
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
|
ΔРхх
кВт |
ΔРКЗ
, 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
+ΔИ
αЛ
%=2,8%
ΔИ=ВΔW=1,5*19481,3=292,2 т.р.
в=1,5 коп. стоимость 1кВт ч
И=ИЛЭП
+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 |
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
αЛ
%=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=ИЛЭП
+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
1. По напряжению установки
2. По току
Выбираем разъединитель типа РВ-10/1000 У3
3. На электродинамическую стойкость
, ,
4. По термической стойкости
,
Выбор выключателей
1. По напряжению установки
2. По длительному току
3. Ном. симметричный ток отключения
Выбираем выключатель типа ВМПЭ-10-1000-31,5 У3
4. Возможность отключения апериодической составляющей тока короткого замыкания
т.к. допускается проверка по отключающей способности
5. На электродинамическую стойкость
, ,
6. По термической стойкости
,
Выбор трансформаторов тока
1. По напряжению установки
2. По длительному току
Выбираем измерительный трансформатор ток типа ТПОЛ-10 У3Т3
3. Класс точности = 0,5
4. По электродинамической стойкости
, ,
5. По термической стойкости
,
6. 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
1. По напряжению установки
2. Класс точности 0,5
Выбираем измерительный трансформатор напряжения типа ЗНОЛ.09-10Т2
3. 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
1. Стоимость сооружений
2. Годовые эксплуатационные расходы
3. Себестоимость
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