реферат, рефераты скачать Информационно-образоательный портал
Рефераты, курсовые, дипломы, научные работы,
реферат, рефераты скачать
реферат, рефераты скачать
МЕНЮ|
реферат, рефераты скачать
поиск
Расчет схем районной электрической сети

Расчет схем районной электрической сети

Казанский Государственный Энергетический Университет












Расчётно-пояснительная записка к курсовому проекту

по дисциплине «Передача и распределение электроэнергии»

РАСЧЕТ СХЕМ РАЙОННОЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ




Выполнил: Хусаинов А.Р.

Группа: МЭП-1-07

Приняла: Куракина О. Е.








Казань 2010 г.

Исходные данные


- Масштаб: в 1 клетке -9 км;

- Средний коэффициент мощности на подстанции "А", отн.ед. 0,93;

- Напряжение на шинах подстанции "А", кВ:  ;

- Число часов использования максимальной нагрузки ;

- Максимальная активная нагрузка на подстанции, МВт:, , , , ;

- Коэффициенты мощности нагрузки на подстанциях имеют следующие значения: , , , , .


Выбор номинального напряжения электрической сети


Для выбранного варианта конфигурации электрической сети предварительно определим экономически целесообразное напряжение по формуле.

Для этого необходимо определить длину линии и соответствующие передаваемые мощности:


;

;

;

;

;

;


Рассчитаем перетоки активных мощностей без учета потерь мощности.



По первому закону Кирхгофа определим распределение мощности :



Определим мощности, передаваемые по двухцепным линиям:


Экономически целесообразными напряжениями для соответствующих линий являются:



Исходя из полученных результатов, видно, что выбранная схема электрической сети будет выполняться на напряжение

Длина линий


;

;

;

;

;

;

;


Определяем перетоки мощности:



Экономически целесообразными напряжениями для соответствующих линий являются:


Баланс активной и реактивной мощности в электрической сети


Определим наибольшую суммарную активную мощность, потребляемую в проектируемой сети , :


.


Для дальнейших расчетов определим наибольшую реактивную нагрузку i-го узла  [Мвар] и наибольшую полную нагрузку i-го узла [МВ·А]:

,

,


где Рнб,i – максимальная активная нагрузка i- ого узла.



Так как мы рассматриваем электрическую сеть 110/10 кВ, то  примем равным 1.


.


Суммарную наибольшую реактивную мощность, потребляемую с шин электростанции или районной подстанции, являющихся источниками питания для проектируемой сети, определим по формуле (2.3). Для воздушных линий 110 кВ в первом приближении допускается принимать равными потери и генерации реактивной мощности в линиях, т.е. 0.


Отсюда



Выбор типа, мощности и места установки компенсирующих устройств


Полученное значение суммарной потребляемой реактивной мощности  сравниваем с указанным на проект значением реактивной мощности , которую экономически целесообразно получать из системы в проектируемую сеть.


, (8.3)


где  - коэффициент мощности на подстанции “А”.



При  в проектируемой сети должны быть установлены компенсирующие устройства, суммарная мощность которых определяется по формуле (2.5).

Определим мощность конденсаторных батарей, которые должны быть установлены на каждой подстанции по формулам (2.7) и (2.8).

Так как проектируется сеть 110/10кВ, то базовый экономический коэффициент реактивной мощности

,

,

,

,

.


Таблица 1

№ узла

Количество КУ

Тип КУ

1

4

УКРМ – 10,5 – 3400 У3

2

4

УКРМ – 10,5 – 2500 У3

3

4

УКРМ – 10,5 – 2050 У3

4

4

УКРМ – 10,5 – 1700 У3

5

4

УКРМ – 10,5 – 2950 У3


Определим реактивную мощность, потребляемую в узлах из системы с учетом компенсирующих устройств:


, (8.4)


где Qk,i – мощность конденсаторных батарей, которые должны быть установлены на каждой подстанции, Мвар.

Для 1-го узла:


Полная мощность в узлах с учетом компенсирующих устройств:


, (8.5)


где Qi – реактивная мощность, потребляемая в узлах из системы с учетом компенсирующих устройств, Мвар.



Выбор силовых трансформаторов понизительных подстанций


Количество трансформаторов выбирается с учетом категорийности потребителей по степени надежности. Так как, по условию курсового проекта, на всех подстанциях имеются потребители 1 категории и , то число устанавливаемых трансформаторов должно быть не менее двух.

В соответствии с существующей практикой проектирования и согласно ПУЭ, мощность трансформаторов на понижающих подстанциях рекомендуется выбирать из условия допустимой перегрузки в послеаварийных режимах до 30% в течение 2 часов. По [2, табл. П7] выбираем соответствующие типы трансформатора. Полная мощность

ПС № 1 , поэтому на ПС № 1 необходимо установить два трансформатора мощностью .


Для ПС № 1:

Для ПС № 2:

Для ПС № 3:

Для ПС № 4:

Для ПС № 5:


Результаты выбора трансформаторов приведены в таблице 2.


Таблица 2

№ узла

Полная мощность в узле, МВ·А

Тип трансформаторов

1

31,32

2

22,97

3

17,73

4

14,6

5

29,26


Данные трехфазных двухобмоточных трансформаторов 110 кВ приведены в таблице 3.


Таблица 3

Справочные данные

25

16

Пределы регулирования

115

115

10,5

11

10,5

10,5

120

86

27

21

0,7

0,85

2,54

4,4

55,9

86,8

175

112


Выбор сечения проводников воздушных линий электропередачи


Определим распределение полной мощности (без учета потерь в линиях) в проектируемой сети.


Ι

ΙΙ


Расчетную токовую нагрузку определим по формуле:

, (8.6)


где αi – коэффициент, учитывающий изменение нагрузки по годам эксплуатации линии, для линий 110 – 220кВ принимается равным 1,05;

 - коэффициент, учитывающий число часов использования максимальной нагрузки линии Тмах,

В нормальном режиме работы сети наибольший ток в одноцепной линии равен:



В двухцепной линии:


Ι

ΙΙ

 

Ι

Для А – 1: АС – 120;

Для A – 2: АС – 120;

Для А – 3: АС – 120;

Для А - 5': АС – 120;

Для 5 – 5': АС – 120;

Для А - 4: АС – 120;

Для 2 – 3: АС – 120;

ΙΙ

Для A – 1: АС – 120;

Для А – 5: АС – 120;

Для 1 – 4: АС – 120;

Для A – 3: АС – 120;

Для A – 2: АС – 120;

Для A – 4: АС – 120;

Для 2 – 3: АС – 120.


Проверка выбранных сечений по допустимому нагреву осуществляется по формуле:  где  - наибольший ток в послеаварийном режиме, А;  - допустимый ток по нагреву, А.

Наибольшая токовая нагрузка в послеаварийном режиме будет иметь место при отключении одной цепи линии.

Ι


ΙΙ


Определяем допустимые токи по нагреву и все полученные результаты запишем в таблицу 4 и 5


Ι Таблица 4

Линия

А – 1

А – 2

А – 3

А – 4

3 – 2

 А– 5'

5– 5'

86,3

65,298

46,84

40,23

2

166,93

80,63

Марка провода

АС – 120

АС – 120

АС – 120

АС – 120

АС – 120

АС – 120

АС – 120

172,6

224,3

224,3

80,46

97,7

333,86

161,25

390

390

390

390

390

390

390


ΙΙ Таблица 5

Линия

А – 1

А – 2

А – 3

А – 4

А – 5

3– 2

1 – 4

66,52

65,298

46,84

60

80,63

2

19,78

Марка провода

АС – 120

АС – 120

АС – 120

АС – 120

АС – 120

АС – 120

АС – 120

253,07

224,3

224,3

253,07

133,04

97,7

172,6

390

390

390

390

390

390

390


При сравнении наибольшего тока в послеаварийном режиме с длительно допустимым током по нагреву выполняется неравенство  и, следовательно, выбранные провода удовлетворяют условию допустимого нагрева в послеаварийном режиме.


Выбор схем электрических подстанций

Применение схем распределительных устройств (РУ) на стороне ВН

Для центра питания А выбираем схему «одна рабочая секционированная выключателем система шин».

Ι Для ПС №3 и №5 выбираем схемы «мостик с выключателями в цепях линий и ремонтной перемычкой со стороны линий».

Для ПС №1, №2 и №4 выбираем схемы «два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий».

ΙΙ Для ПС №1, №2, №4 и №5 выбираем схемы «мостик с выключателями в цепях линий и ремонтной перемычкой со стороны линий».

Для ПС №3 выбираем схемы «два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий»

Применение схем РУ 10(6) кВ

На ПС №1, №2, №3, №4 и №5 применяют схемы 10(6) – «две одиночные секционированные выключателями системы шин», так как на всех этих подстанциях установлены два трансформатора.


Расчет технико-экономических показателей районной электрической сети

Технико-экономический расчет проведем по методу СНД.

Метод среднегодового необходимого дохода, применим для поиска и оценки вариантов электрических схем соединения подстанций нагрузок в единую распределительную электрическую сеть 110 кВ. Данный метод применяется многими регулируемыми энергетическими компаниями России; является достаточным критерием оценки экономической эффективности для выбора электрической сети.

Определим капитальные вложения на сооружение трасс воздушных линий электропередачи.



I Радиальные цепи:



Кольцевая схема A-3-5-A:



II Радиальные цепи:



Кольцевые схемы A-1-4-A:



А-2-3-А:


Суммарные капиталовложения на сооружение линий для двух вариантов:


Расчет суммарных годовых потерь электроэнергии


,


где  -время потерь (час), определяющееся как:



Потери мощности в линиях электропередач:


I

II

Стоимость электроэнергии на сегодняшний день составляет .

Стоимость потерь электроэнергии для двух вариантов определим по формуле:



Капитальные вложения в строительство распределительных устройств 110/10кВ

Стоимость трансформаторов по с учетом коэффициента пересчета:


Таблица 6

Мощность, кВ·А

Стоимость 1 шт., тыс.руб.

Количество, шт.

Итого, тыс.руб.

25000

19000

6

114000

16000

14000

4

84000

Страницы: 1, 2



© 2003-2013
Рефераты бесплатно, рефераты литература, курсовые работы, реферат, доклады, рефераты медицина, рефераты на тему, сочинения, реферат бесплатно, рефераты авиация, курсовые, рефераты биология, большая бибилиотека рефератов, дипломы, научные работы, рефераты право, рефераты, рефераты скачать, рефераты психология, рефераты математика, рефераты кулинария, рефераты логистика, рефераты анатомия, рефераты маркетинг, рефераты релиния, рефераты социология, рефераты менеджемент.