Электрическая сеть промышленного района

Автор работы: Пользователь скрыл имя, 02 Февраля 2014 в 19:34, курсовая работа

Краткое описание

Целью данного курсового проекта является освоение навыков практического использования знаний, полученных при изучении курса «Электроэнергетические системы».

Содержание

Введение 3
1. Разработка 4-5 вариантов конфигурации сети. 4
2. Выбор двух наиболее целесообразных вариантов 7
3. Выбор номинального напряжения сети 9
4 Выбор сечений проводов и, при необходимости, ориентировочной мощности компенсирующих устройств. Уточнение конфигурации сети. 13
5. Выбор числа и мощности трансформаторов подстанций 23
6. Формирование однолинейной схемы электрической сети 25
7. Технико-экономическое сравнение вариантов 28
8. Электрические расчеты характерных режимов сети: нормальных режимов наибольших и наименьших нагрузок, наиболее тяжелых послеаварийных режимов. 32
9. Оценка достаточности регулировочного диапазона трансформаторов из условия встречного регулирования напряжения 40
10. Расчет технико-экономических показателей 46
Заключение 50
Список использованных источников 51

Скачать полностью (1.40 Мб) Сколько стоит заказать работу?
Прикрепленные файлы: 1 файл

Электрические системы.doc

— 2.66 Мб (Скачать документ)

 

                                       Кл=ΣК0i·Li,                                                                                 (7.2)

 

где  К0i- удельная стоимость i-ой линии, тыс. руб./км;

        Li – протяженность i-ой линии, км, увеличенная на 10-15%  вследствие непрямолинейности трасс линий.

 

Расчет капитальных  затрат на сооружение линий для вариантов №5 и №2 приведен в таблицах 7.1 и 7.2 соответственно. Удельные стоимости сооружения ВЛ  приняты из [1, табл. IV.I, IV.2].

Для варианта №5: на участке «ПС-1 – ПС-3» и с целью обеспечения надежного электроснабжения потребителей каждая цепь двухцепных ВЛ будет строится на отдельных одноцепных опорах, а не на двухцепных опорах.

Для варианта №2: на участке «ПС-1 – ПС-4» с целью обеспечения надежного электроснабжения потребителей каждая цепь двухцепной ВЛ будет строится на отдельных одноцепных опорах, а не на двухцепных опорах.

 

 

 

 

Таблица 7.1 -  Капитальные затраты на сооружение линий для варианта №5

Номер ветвей схемы

Длина линии,

км.

Марка и сечение провода

Удельная стоимость,

тыс. уе./км

Полная стоимость,

тыс.уе.

1-3 (первая цепь)

37,62

АС-150/24

11,7

440,15

1-3 (вторая цепь)

37,62

АС-150/24

11,7

440,15

1-4

26,73

АС-240/32

14,0

374,22

3-5

31,68

АС-95/16

12,0

380,16

5-7

17,82

АС-240/32

14,0

249,48

2-7

15,84

АС-185/29

12,9

204,34

2-5

21,78

АС-70/11

12,0

262,36

2-4

26,73

АС-70/11

12,0

320,76

1-6

31,68

АС-70/11

12,0

380,16

Итого:

3051,78


 

Таблица 7.2 -  Капитальные затраты на сооружение линий для варианта №2

Номер ветвей схемы

Длина линии,

км.

Марка и сечение провода

Удельная стоимость,

тыс. уе./км

Полная стоимость,

тыс.уе.

1-3

37,62

АС-240/32

14,0

526,68

1-4

26,73

АС-150/24

11,7

312,74

1-4

26,73

АС-150/24

11,7

312,74

3-5

31,68

АС-120/19

11,4

361,15

4-2

26,73

АС-120/19

11,4

304,72

5-7

17,82

АС-240/32

14,0

249,48

3-6

25,74

АС-120/19

11,4

293,44

3-4

17,82

АС-120/19

11,4

213,15

2 -7

15,84

АС-150/24

11,7

185,33

Итого:

2759,43


 

Капитальные затраты  на сооружение подстанций вычисляется  по формуле:

 

                                          Кп=Σ(Ктрi+Круi+Кпостi+Кдоп ),                                          (7.3)

 

где  Ктрi – расчетная стоимость трансформаторов на i-ой подстанции, принятые по     данным [1, табл. V.3, V.4], тыс. уе.;

Круi – стоимость РУ i-ой подстанций, тыс. уе.;

Кпостi – постоянная  часть затрат на i-ую подстанцию, тыс. руб. Эта часть затрат зависит от типа подстанции и принимается по данным [1, табл. V.7];

Кдоп – стоимость дополнительного оборудования: компенсирующих устройств, устройств для ограничения токов короткого замыкания и др.  (если таковое имеется), тыс. уе.

 

Для подстанций со сборными шинами стоимость ОРУ, ЗРУ (КРУН) рассчитывается по формуле:

                Круi = Nяч * Кяч,             (7.4)

 

где Nяч – количество ячеек с выключателями i-той ПС;

       Кяч – стоимость одной ячейки соответствующего напряжения i-той ПС, принятая по данным [1, табл. V.1, V.2] – для ОРУ 35-110 кВ, и по данным [4, табл.9.17] – для КРУ-10 кВ, тыс. уе.

 

При определении стоимости  распределительных устройств выключатели 35 кВ и 110 кВ выбираем масляные, а выключатели 10 кВ учитываем как ячейки КРУ с выключателями.

Полные капитальные  затраты на сооружение подстанций для  вариантов №1 и №2 представлены в таблицах 7.3 и 7.4 соответственно.

 

Таблица 7.3 - Полная стоимость  подстанций для варианта №5

Номер узла

Трансформатор

Стоимость трансформаторов

тыс. уе.

Стоимость распределительных устройств, тыс. руб.

Постоянная часть затрат,

тыс. уе.

Полная стоимость подстанции,

тыс. уе.

110 кВ

35 кВ

10 кВ

1

-

-

-

-

-

-

-

2

ТДН-16000/110

63×2

35×6

-

2,3×7

210

562,1

3

ТДН-16000/110

63×2

35×9

-

2,3×8

290

749,4

4

ТДТН-40000/110

117×2

35×6

9х5

2,3×9

320

829,7

5

ТРДН-25000/110

84×2

35×6

-

2,3×14

210

620,2

6

ТДН-10000/110

54×1

35х2

-

2,3×3

130

260,9

7

-

-

-

-

-

-

-

Итого:                                                                                                                          3022,3


 

Таблица 7.4 -  Полная стоимость  подстанций для схемы №2:

Номер узла

  

Стоимость трансформаторов

тыс. руб.

Стоимость распределительных устройств, тыс. уе.

Постоянная часть затрат,

тыс. уе.

Полная стоимость подстанции,

тыс. уе.

110 кВ

35 кВ

10 кВ

1

-

-

-

-

-

-

-

2

ТДН-16000/110

63×2

35×3

-

2,3×7

210

457,1

3

ТДН-16000/110

63×2

35×9

-

2,3×8

290

749,4

4

ТДТН-40000/110

117×2

35×9

9х5

2,3×9

320

934,7

5

ТРДН-25000/110

84×2

35×4

-

2,3×14

210

550,2

6

ТДН-10000/110

54×1

35х1

-

2,3×3

130

225,9

7

-

-

-

-

-

-

-

Итого:                                                                                                                           2917,3


 

Потери электроэнергии холостого хода:

 

ΔW0=(ΔР0л+ΔРоп)*8760,                   (7.5)

 

Потери  активной мощности в линиях на корону:

 

ΔР0л=ΣΔР0лiLi ,               (7.6)

 

где   ΔР0лi - удельные потери  активной мощности в линии на корону, МВт/км.

При расчетах электрических  сетей потери электроэнергии на корону учитывают только в линиях электропередач напряжением 220 кВ и выше [2].

Потери активной мощности в стали трансформаторов:

 

ΔР0п=ΣΔР0пi ,      (7.7)

 

где      ΔР0пi-потери активной мощности в стали трансформаторов на i-й подстанции.

 

Параметры трансформаторов для вариантов №5 и №2 приведены в таблице 7.5 [1].

 

Таблица 7.5 – Параметры трансформаторов для вариантов №5 и №2

Номер узла.

Тип и мощность трансформаторов.

Rт, Ом

Xт, Ом

ΔРоп,

кВт

ΔQоп, квар

4

ТДТН-40000/110

0,8/0,8/0,8

35,5/0/22,3

43

240

2

ТДН-16000/110

4,38

86.7

19

112

3

ТДН-16000/110

4,38

86,7

19

112

5

ТРДН-25000/110

2,54

55,9

27

175

6

ТДН-10000/110

7,95

139

14

70


 

Потери активной мощности в стали трансформаторов для варианта №5:

 

ΔР0пi=0,043*2+0,019*2+0,019*2+0,027*2+0,014=0,23 МВт.

 

Потери активной мощности в стали трансформаторов для  варианта №2:

 

ΔР0пi=0,043*2+0,019*2+0,019*2+0,027*2+0,014=0,23 МВт.

 

Потери электроэнергии холостого хода для варианта №5:

 

ΔW0=(0+0,23) ·8760=2014,8 МВт·ч.

 

Потери электроэнергии холостого хода для варианта №2:

 

ΔW0=(0+0,23) ·8760=2014,8 МВт·ч.

 

Нагрузочные потери электроэнергии:

 

ΔWн=ΔРнб·τ,                                             (7.8)

 

где ΔРнб - нагрузочные потери активной мощности, МВт. ΔРнб принимаем по данным электрического расчета режима максимальных нагрузок для каждого из сопоставляемых вариантов;

Информация о работе Электрическая сеть промышленного района