Рекомендуемая категория для самостоятельной подготовки:
Курсовая работа*
Код |
301247 |
Дата создания |
11 декабря 2013 |
Страниц |
23
|
Мы сможем обработать ваш заказ (!) 18 апреля в 12:00 [мск] Файлы будут доступны для скачивания только после обработки заказа.
|
Описание
МГОУ 4 Курс в-3 ...
Содержание
Содержание:
№ Раздел Страница
Введение 3
1 Характеристика электрифицируемого района и потребителей 4
2 Составление вариантов схемы сети 4
2.1 Выбор конфигурации сети 5
2.2 Выбор номинального напряжения линий 6
2.3 Выбор сечения проводов 8
2.4 Выбор числа и мощности трансформаторов на подстанции 11
2.5 Выбор схемы подстанции 12
3 Технико-экономическое сравнение вариантов сети 13
4 Расчет режима максимальных нагрузок для выбранного варианта сети 16
4.1 Составление схем замещения 17
4.2 Определение потерь мощности 19
Определение напряжения в узлах сети 20
5 Список литературы 23
Введение
От узловой подстанции “А” питаются два промышленных района 1 и 2. Требуется разработать проект электрической сети для снабжения электроэнергией потребителей этих районов.
Географическое расположение источника питания и пунктов потребления энергии относительно друг друга указано на рис. В.1.
Фрагмент работы для ознакомления
Ток в линии,А, в норм режиме
В после-аварийном
режиме
Выбранное
сечение
провода
Сопротив (Ом), емкостная произв(см), зарядная мощн.
Линии (МВАр)
Допустимый ток по условиям нагрева, A
Ом/км
Ом/км
см/км
МВАр/км
Ro
Xo
Во
Qoc
1
Л1
110
283,4
566,8
240/32
0,12
0,405
2,81
0,038
605
Л2
180,8
361,6
185/29
0,162
0,413
2,75
0,037
510
2
Л1
325,8
399,4
240/32
0,12
0,405
2,81
0,038
605
Л2
227
399,4
240/32
0,12
0,405
2,81
0,038
605
Л12
115,1
342
150/24
0,198
0,42
2,7
0,036
450
2.4 ВЫБОР ЧИСЛА И МОЩНОСТИ ТРАНСФОРМАТОРОВ НА ПОДСТАНЦИИ
Выбор количества трансформаторов зависит от требований к надежности электроснабжения питающихся от подстанций потребителей и является технико-экономической задачей. В практике проектирование на ПС всех категорий предусматривается, как правило, установка двух трансформаторов, номинальная мощность каждого из которых может быть рассчитана на 70% максимальной нагрузки подстанции. В аварийных режимах трансформаторы допускают в течение не более 5 суток перегрузку на 40% выше номинальной мощности. Поэтому для двухтрансформаторной ПС мощность каждого трансформатора принимается:
Sном,т ≥ Pмакс/1,4* nт ≥0,7 *Pмакс/ nт =0,7Sмакс
где Sном,т –номинальная мощность одного трансформатора, МВА nт - количество трансформаторов.
Требуемая мощность трансформаторов для ПС1
Sном,т,пс1=0,7S1=0,7*40= 28 МВА
Требуемая мощность трансформаторов для ПС2
Sном,т,пс2=0,7S2=0,7*65= 45,5 МВА
На основании полученных мощностей трансформаторов для каждой подстанции, а также с учетом определенных номинальных напряжений, выбираем тип трансформаторов.
Сведения, необходимые для выбора мощности трансформаторов на всех ПС, сводим в таблицу 2.2
№ ПС
Нагрузка ПС, МВт
Тип тр-ра
Кол-во тр-ров
Каталожные данные
Расчетные данные
Uном.,
кВ
ΔPк,
кВт
ΔPх,
кВт
Iх,%
Rт,Ом
Хт,Ом
ΔPк,
кВт
1
24
ТРНД-
25000/110
2
115
120
27
0,7
2,54
55,9
175
2
54
ТРЦНД-
63000/110
2
115
260
59
0,6
0,87
22
410
2.5 ВЫБОР СХЕМЫ ПОДСТАНЦИИ.
Схема ПС зависит от способа присоединения ПС к сети, номинального напряжения сети, числа присоединений к РУ – линий и трансформаторов. Поэтому выбор главной схемы ПС выполняется в зависимости от способа присоединения ПС к сети.
Для кольцевой сети применим типовую схему 5Н (Мостик с выключателями в цепи линий и ремонтной перемычкой со стороны линий). Количество присоединяемых линий-2. ПС1 И ПС2 будут проходными. Мощность трансформатора до 63 МВА.
Л1
Л2
Р
В
Т
РУ НН , 5Н
где Т- силовой трансформатор, В- выключатель, Р- разъединитель.
Для варианта радиальной сети будем использовать типовую схему 4Н (Два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линии). Количество присоединяемых линий-2.ПС1-ответвительная. ПС2- тупиковая.
Л1
Л2
Р
В
Т
РУ НН, 4Н
Рис 2.5
3 ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ СРАВНЕНИЕ ВАРИАНТОВ СЕТИ.
Основной целью расчета эффективности развития электрических сетей является выбор оптимальной схемы сети при заданных нагрузках, размещении источников и потребителей. Обоснование решений при проектировании электрических сетей осуществляется на основе технико-экономического сопоставления вариантов схем и параметров сети по минимуму затрат.
Для упрощения расчетов будем считать, что капитальные вложения в строительство объекта осуществляется за один год, после чего объект вводят в эксплуатацию с неизменными по годам ежегодными издержками. Формула годовых приведенных затрат выглядит следующим образом:
Зi=Eн *Ki +Иi → min.
Капитальные затраты (инвестиции)- это единовременные денежные средства, которые необходимы для строительства объекта.
Для электрической сети:
К= Кпс + Кл,
где Кпс- стоимость сооружения подстанций, Кл- стоимость сооружения линии электропередачи.
Капитальные затраты на сооружение ПС состоят из затрат на подготовку территории, приобретение трансформаторов, выключателей и другого оборудования.
Капитальные вложения в ПС зависят от многих факторов.
Будем учитывать четыре основных фактора:
Кпс = Кру + Кт + Кку + Кпост, (3.3)
где Кру- затраты на распределительные устройства, руб, Кт- затраты на силовые трансформаторы, руб, Кку- затраты на установку устройств для компенсации реактивной мощности, Кпост- постоянная часть затрат, руб. Постоянная часть затрат включает стоимость здания ПС, затраты на освоение территории ( освещение, ограждение, дороги) и оборудование собственных нужд и.т.д.
Капитальные затраты на сооружение линий состоят из затрат на изыскательные работы и подготовку трассы, затраты на приобретение оборудования ( опрос, изоляторов, проводов и пр.), на их транспортировку, монтаж и др. работы.
Стоимость воздушных линий зависит от напряжения, сечения привода, конструкции и материала опор, а также от внешних нагрузок ( гололеда и ветра) и которую можно определить по формуле:
Кл= Ко*L, руб. (3.4)
где Ко- укрупненный показатель стоимости 1 км. линии, L – длина линии в км.
Ежегодные издержки- это годовые эксплуатационные расходы, необходимые для эксплуатации сооружений и устройств системы передачи и распределения электроэнергии в течение одного года.
Ежегодные издержки для сети состоят
И= Ил + Ипс + ИΔэ = (аал + арл + а0л) * Кл +( аа,пс + ар,пс + а0,пс) * Кпс + ИΔэ (3.5)
где Ил – ежегодные издержки для линий, Ипс- ежегодные издержки для подстанций, ИΔэ – ежегодные издержки потерянной энергии в элементах сети. аал -нормы отчислений на амортизацию, арлс – нормы отчислений на ремонт, а0л - нормы отчислений на обслуживание линий , аа,пс , ар,пс , а0,пс - также нормы отчислений на амортизацию, ремонт и обслуживание , но подстанций.
Стоимость потерянной энергии определяется как:
ИΔэ =ΔЭ* β, (3.6)
где ΔЭ – расчетные потери электроэнергии в сети, кВт*ч, β - удельная стоимость потерь электроэнергии, коп/ кВт*ч..
Необходимо сопоставить схемы сети в результате расчетов сравнительной экономической эффективности капитальных вложений. При сравнении вариантов исключаем затраты на одинаковые элементы в сравниваемых вариантах.( одинаковые ПС (А) – по одному на каждой отходящей линии, т.е по два в каждом варианте, трансформаторы( их мощность и тип зависят от Uном и мощности нагрузок ПС).
Кольцевая линия. Вариант 1.
Стоимость капитальных затрат:
Линия А1. АС-240- провод, длинна 40 км, одноцепные железобетонные опоры.
А1 = Кл = Ко *L =38 *40= 1520 тыс. рублей
Линия А2. АС-240- провод, длинна 75 км, одноцепные железобетонные опоры
А2 = Кл = Ко *L =38 *75= 2850 тыс. рублей
Линия 12. АС-150- провод, длинна 35 км, одноцепные железобетонные опоры
12= Кл = Ко *L =33 *35= 1190 тыс. рублей
Суммарные капитальные затраты:
Кл= 1520+2850+1190= 5560 тыс. рублей.
Определим капитальные затраты на сооружение подстанций Кпс:
(3.3) Кпс = Кру + Кт + Кку + Кпост, Кт и Кку не учитываем, поэтому
Кпс = Кру + Кпост.
Стоимость ОРУ 110 кВ для схемы 5Н – 235 тыс.рублей, тогда
Кру = 2* 235= 470 тыс. рублей
Постоянная часть затрат для мостика 360 тыс рублей и определяется
Кпост= 2* 360= 720 тыс. рублей
Общие капитальные затраты на подстанции:
Кпс= Кру + Кпост = 470+720= 1190 тыс. рублей.
Общие капитальные затраты:
К1= 1190 + 5560= 6750 тыс. рублей
Теперь необходимо определить ежегодные издержки.
И= Ил + Ипс + ИΔэ = (аал + арл + а0л) * Кл +( аа,пс + ар,пс + а0,пс) * Кпс + ИΔэ (3.5)
Эксплуатационные издержки линий:
Ил1=(аал + арл + а0л) * Кл/ 100 = ( 6,0+0,4+0,4)* 5560/100 =378,08 тыс. рублей
аал, арл ,а0л – из приложения 4.7
Эксплуатационные издержки на подстанции:
Ипс1=( аа,пс + ар,пс + а0,пс) * Кпс/100 = ( 6,7 + 2,9 + 3,0) * 1190/100=149,94 тыс. рублей.
Затраты на возмещение потерь электроэнергии:
ИΔэ =ΔЭ* β, (3.6)
Для европейской части России при Тмакс = 3800 ч., β = 2, 15 коп/ Квт *ч., с учетом коэффициента перерасчета на цены 2009 г. : β = 2, 15 * 70= 150,5 коп/ Квт *ч
Потери энергии в элементах сети ΔЭ состоят из потерь энергии в линиях и трансформаторах подстанций. Однако, в данном расчете, потери энергии в трансформаторах не учитываются, так как они одинаковы в обоих вариантах.
Потери энергии в линиях рассчитываются по формуле:
ΔЭл= ΔPмакс *נּмакс, ( 3.7)
где ΔPмакс – потери мощности при максимальной нагрузке кВт, נּмакс – время максимальных потерь,ч.
ΔPмакс =( P2макс + Q2макс)* Ro*L/ U2ном= ΔPмакс(а1) + ΔPмакс(а2) + ΔPмакс(12)=
( 50,9 + 352)*0.12 *40/1102+ ( 35,12 + 25,12)*0.12 *75/1102 +( 16,92 + 13,92)*0.12 *35/1102 =
= 3,16 МВт = 3,16 * 103 кВт.
נּмакс = ( 0,124 + Тмакс * 10-4 )2* 8760 =(0,124+ 0,38)2 * 8760= 2225 ч.
ΔЭл= ΔPмакс *נּмакс = 3,16 * 103 *2225= 7,031 * 106 кВт*ч.
Затраты на возмещение потерь:
ИΔэ =ΔЭ* β=7,031 * 106 * 2,15 =151,17 тыс. рублей.
Общие эксплуатационные издержки :
И= Ил1 + Ипс1 + ИΔэ1 = 378,08 +149,94 + 151,17= 679, 2 тыс. рублей.
Приведенные затраты по 1 варианту:
З= ЕнК * И= 0,12 *(5560+1190) + 679,2 =1489,2 тыс. рублей.
Вариант № 2 для радиальной схемы:
Стоимость капитальных затрат:
Линия А1. АС-240- провод, длинна 40 км, двухцепные железобетонные опоры.
А1 = Кл = Ко *L =66 *40= 2640 тыс. рублей.
Линия 12. АС-150- провод, длинна 35 км, двухцепные железобетонные опоры
12= Кл = Ко *L =66 *75= 4950 тыс. рублей
Суммарные капитальные затраты:
Кл= 2640+4950= 7590 тыс. рублей
Стоимость ОРУ 110 кВ для схемы 4Н – 198 тыс.рублей, тогда
Кру = 2* 198= 396 тыс. рублей
Постоянная часть затрат для мостика 360 тыс рублей и определяется
Кпост= 2* 360= 720 тыс. рублей
Общие капитальные затраты на подстанции:
:Кпс= Кру + Кпост = 396+720= 1116 тыс. рублей.
Общие капитальные затраты:
К2= 7590 + 1116= 8706 тыс. рублей
Эксплуатационные издержки линий:
Ил1=(аал + арл + а0л) * Кл/ 100 = ( 6,0+0,4+0,4)* 7590/100 =516,12 тыс. рублей
Эксплуатационные издержки на подстанции:
Ипс1=( аа,пс + ар,пс + а0,пс) * Кпс/100 = ( 6,7 + 2,9 + 3,0) * 1116/100=140,62 тыс. рублей
При расчете потерь мощности необходимо учитывать, что в радиальном варианте линии проектируются двухцепными, поэтому сопротивление будет в два раза меньше, чем у одноцепной линии.
Rл=Ro * 0,5L.
ΔPмакс= ΔPмакс(а1) + ΔPмакс(12) =( 862 + 60,12)*0.12 *0,5*40/1102 +( 1522 + 392)*0.12*0,5*75/1102 =4,3 МВт.= 4,3 * 103 кВт.
ΔЭл= ΔPмакс *נּмакс = 4,3 * 103 *2225= 9,568 * 106 кВт*ч.
Затраты на возмещение потерь:
ИΔэ =ΔЭ* β=9,568 * 106 * 2,15 =205,7 тыс. рублей
Общие эксплуатационные издержки :
И= Ил2 + Ипс2 + ИΔэ2 = 516,12 +140,62 + 205,7= 862 тыс. рублей
Приведенные затраты по 1 варианту:
З= ЕнК * И= 0,12 *8706+ 862 =1906,7 тыс. рублей
Полученные результаты сводим в таблицу 3.1
Таблица 3.1
Технико-экономические показатели сравнения двух вариантов сети
Показатели и их стоимость, тыс. рублей
Вариант
1
2
Капитальные затраты:
Стоимость 1 км линии, на железобетонных опорах
1. для линии А1.
с проводом марки АС-240, длина 40 км.
одноцепной
38
двухцепной
66
2. Для линии 12
АС-150, длинна 60 км , одноцепной
34
АС-185, длинна 60 км , двухцепной
66
3. Для линии А2.
АС-240, длинна 60 км , двухцепной
38
Суммарная стоимость линий (Кл)
5560
7590
Стоимость ячейки ОРУ с выключателем
ПС1
235
198
ПС2
235
198
Постоянная часть затрат
ПС1
360
360
ПС2
360
360
Суммарные затраты на ПС(Кпс)
1190
1116
Суммарные капитальные издержки
6750
8706
Ежегодные издержки
Отчисления на амортизацию, ремонт, обслуживание
Линий (Ил)
378,08
516,1
Подстанций (Ипс)
149,94
140,6
Стоимость потерянной энергии (ИΔэ)
151,17
205,7
Суммарные ежегодные издержки (И)
679,19
862
Приведенные затраты (З)
1489,17
1906,7
Вывод: по результатам расчете наиболее экономичный вариант 1.
4 РАСЧЕТ РЕЖИМА МАКСИМАЛЬНЫХ НАГРУЗОК ДЛЯ ВЫБРАННОГО ВАРИАНТА СЕТИ.
Для того, чтобы рассчитать режим сети, необходимо определить параметры элементов этой сети и составить схемы замещения, на основании которых можно сделать расчет режимов сети.
Расчет режима сети целесообразно провести в следующем порядке:
1) составить схемы замещения элементов сети.
2) определить мощность на всех участках сети с учетом потерь мощности (потокораспределение сети).
3) определить напряжение в узлах сети с учетом потерь напряжения и сделать выводы о качестве электроэнергии на низком напряжений подстанций.
4.1 СОСТВАВЛЕНИЕ СХЕМЫ ЗАМЕЩЕНИЯ.
В общем случае линия электропередачи представляется П-образной схемой замещения, отражающей четыре вида потерь.
Rл
jXл
U2
U1
jBл/2
jBл/2
Gл/2
Рис 4.1 Полная схема замещения ВЛ
Параметры схемы замещения воздушной ЛЭП: Rл и Хл – активное и индуктивное сопротивление линии, Gл, Вл- активная и емкостная проводимость линии. Сопротивления и проводимости линии определяются с с учетом удельных значение сопротивлений и проводимостей в зависимости от марки провода:
Rл= R0 *L
Хл= Х0 *L (4.1)
Gл =G0 *L
Вл= B0 *L
В зависимости от номинального напряжения сети используют упрощенные схемы замещения. В нашем случае Uном= 110 кВ. При расчете установившегося режима сети при Uном< 330 кВ. активной проводимостью – потери на корону можно пренебречь. Емкостная проводимость заменяется зарядной мощностью (jQc), что удобнее для расчетов мощностей по участкам линии. Зарядная мощность рассчитывается по формуле:
Qc/2 = q0*L=U2ном* Bo*L/2 (4.2)
где q0 – удельная зарядная мощность Мвар.
Схема замещения принимает вид.
U1
Rл
jXл
U2
-jGc/2
-jGc/2
Рис 4.2 Упрощенная схема замещения при Uном =110 кВ
В общем случае схема замещения представляется Г-образной схемой замещения, отражающей четыре вида потерь:
U1
jXт
U2
Rт
Gт
jBт
Рис 4.3 Полная схема замещения двухобмоточного трансформатора.
В расчетах электрических сетей трансформаторы при номинальном напряжении высокой стороны Uном≤ 220 кВ представляется упрощенной схемой замещения, где проводимости заменяются нагрузкой холостого хода – ΔSx = ΔPx+ j ΔQx. Активная мощность (ΔPx, кВт) берется из каталожных данных, а реактивную мощность можно рассчитать по формуле
ΔQx =Ix * Sном,т / 100, квар, (4.3)
где Ix – ток холостого хода, % - по каталожным данных трансформатора.
Rт
jXт
U2
U1
Список литературы
1.Гурнина. Е.В. Электростанции, сети и системы: Руководство по изучению дисциплины, задания и методические указания к выполнению контрольной работы для студентов специальности 080502- Экономика и управление на предприятии электроэнергетики.- М.: Изд-во МГОУ, 2009.
2. Справочник по проектированию электрических сетей/под ред. Д.Л. Файбисовича.-М.:Изд-во НЦ ЭНАС, 2006
3. Макаров Е.Ф. Справочник по электрическим сетям -0,4- 35 кВ и 110-1150 кВ/ под ред. И.Т. Горюнова, А.В. Любимова,- М.: Папирус Про, 2003.
Пожалуйста, внимательно изучайте содержание и фрагменты работы. Деньги за приобретённые готовые работы по причине несоответствия данной работы вашим требованиям или её уникальности не возвращаются.
* Категория работы носит оценочный характер в соответствии с качественными и количественными параметрами предоставляемого материала. Данный материал ни целиком, ни любая из его частей не является готовым научным трудом, выпускной квалификационной работой, научным докладом или иной работой, предусмотренной государственной системой научной аттестации или необходимой для прохождения промежуточной или итоговой аттестации. Данный материал представляет собой субъективный результат обработки, структурирования и форматирования собранной его автором информации и предназначен, прежде всего, для использования в качестве источника для самостоятельной подготовки работы указанной тематики.
bmt: 0.00518