На бирже курсовых и дипломных проектов можно найти образцы готовых работ или получить помощь в написании уникальных курсовых работ, дипломов, лабораторных работ, контрольных работ, диссертаций, рефератов. Так же вы мажете самостоятельно повысить уникальность своей работы для прохождения проверки на плагиат всего за несколько минут.

ЛИЧНЫЙ КАБИНЕТ 

 

Здравствуйте гость!

 

Логин:

Пароль:

 

Запомнить

 

 

Забыли пароль? Регистрация

Повышение уникальности

Предлагаем нашим посетителям воспользоваться бесплатным программным обеспечением «StudentHelp», которое позволит вам всего за несколько минут, выполнить повышение уникальности любого файла в формате MS Word. После такого повышения уникальности, ваша работа легко пройдете проверку в системах антиплагиат вуз, antiplagiat.ru, etxt.ru или advego.ru. Программа «StudentHelp» работает по уникальной технологии и при повышении уникальности не вставляет в текст скрытых символов, и даже если препод скопирует текст в блокнот – не увидит ни каких отличий от текста в Word файле.

Результат поиска


Наименование:


курсовая работа Районная электрическая сеть

Информация:

Тип работы: курсовая работа. Добавлен: 27.06.2012. Сдан: 2011. Страниц: 57. Уникальность по antiplagiat.ru: < 30%

Описание (план):


МИНИСТЕРСТВО  ОБРАЗОВАНИЯ РФ
ТОЛЬЯТТИНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ
Кафедра: «Электроснабжение и электротехника» 
 
 
 
 
 
 
 

Курсовой  проект по дисциплине:
«Внутризаводское  электроснабжение и режимы»
Тема  проекта: «Районная электрическая  сеть»
Вариант задания №27 
 
 

                Руководитель: Спиридонов Д.Л.
                Исполнитель: Рогаченко А.Г.     
                Группа: ЭТМб-301 
                 
                 
                 
                 
                 
                 

     Тольятти, 20011г 
Аннотация

     Проектом  районной электрической сети 35…220кВ предусмотрен эскизный проект электроснабжения потребителей, питаемых от пяти подстанций. Подключение подстанций осуществляется от электростанции, которые входят в состав энергетической системы. Активную мощность электростанции принимаем  достаточной для электроснабжения заданного района.
     Данный  курсовой проект включает в себя следующие разделы:
     - введение, в котором формулируем  цель проекта, устанавливаем связь  принимаемых решений с задачами  проектирования и эксплуатации  других объектов, обосновываем актуальность  разрабатываемой темы проекта;
     - баланс мощности в энергосистеме,  в результате которого определяем  мощность компенсирующих устройств  каждой подстанции;
     - шесть первоначальных вариантов  проектируемой сети;
     - выбор напряжения, конструкции линий,  подстанций, сопоставление и отбор  наиболее оптимального варианта;
     - электрический расчет выбранного  варианта;
     - регулирование напряжения;
     - определение технико-экономических  показателей проектируемой сети;
     - заключение.
 

Содержание

 Введение…………………………………………………………………. 4
1 Баланс мощности в проектируемой сети. Расчет мощности компенсирующих устройств…………………………………………………. 6
2 Совместный выбор схемы, номинального напряжения, номинальных параметров линии и трансформаторов проектируемой сети…………………………………………………………………………15
2.1 Составление  вариантов цепи. Расчет длин трасс и линий электропередач………………………………………………………………..17
2.2 Расчет  сечений проводов линий и выбор  для них марки…………………………………………………………………………...24

2.3 Выбор  мощности трансформаторов приёмных  подстанций…………………………………………………………………….27

2.4 Выбор  другого оборудования подстанций………………………………29

3 Приведенные  затраты электрической сети………………………………..31
4 Расчет  основных режимов работы проектируемой  электрической сети..41
4.1 Расчет нормального режима наибольших нагрузок…………….………41
4.2 Расчет послеаварийного режима работы проектируемой сети…….….47
5 Регулирование напряжения……………………………………………50
5.1 Режим наибольших нагрузок………………………………………..50
4.2. Послеаварийных режим……………………………………………..52
6 Технико-экономические показатели сети…………………………….53
Заключение……………………………………………………………….55
Литература………………………………………………………………..56
 

Введение

     Энергетика  обеспечивает электроэнергией и  теплом промышленные предприятия, сельское хозяйство, транспорт, коммунально-бытовые  нужды городов, рабочих и сельских поселков.
     Электрификация  страны предусматривает сооружение электростанций, электрических сетей  и установок для потребления  электроэнергии.
     Производство  электроэнергии на тепловых, гидравлических и атомных электростанциях страны ежегодно возрастает.
     Настоящий проект электрических сетей предусматривает  выполнение связей между приемными  пунктами и источниками электроэнергии. Оптимальный проект соответствует  наименьшим затратам при строительстве  и монтаже электрических сооружений и устройств, наибольшим удобствам  и надежности при эксплуатации, обеспечивает питание потребителей электроэнергией  надлежащего качества при приемлемых эксплуатационных издержках.
     При проектировании электрической сети применяется стандартное оборудование, материалы, унифицированные конструкции  опор и фундаментов. Проектирование выполняется в одну стадию, если проектная стоимость электрической  сети невелика (технорабочий проект). При большей стоимости, что соответствует нашему случаю, проектирование выполняем в две стадии (технический проект и рабочие чертежи).
     При учебном проектировании (в нашем  случае) целью является получение  навыков проведения проектных работ. Отрабатывались методы проектирования, рассматривались разные подходы  к обоснованию основных проектных  решений. Технические решения при  проектировании принимались достаточно обосновано. Экономические стоимостные  оценки в условиях рынка изменяются в широких пределах, поэтому в  данной работе воспользовались экономическими оценками уже известного конкретного  года 2007.
     Проектные материалы (пояснительная записка, чертежи, сводные сметы, сводки затрат) имеют минимальный необходимый  объем без повторений в различных  частях и составлены достаточно четко с тем, чтобы пользование ими не вызывало затруднений. Титульные листы курсового проекта и задания выполнены в соответствии со стандартом СТП 2.201-87.
 

    

    Баланс  мощности в проектируемой сети. Расчет мощности компенсирующих устройств
     Передача  энергии по электрической сети осуществляется электромагнитными волнами практически  мгновенно, чем и объясняется  одновременность производства и  потребления электроэнергии. Поэтому  в установившемся режиме работы электросистемы в каждый момент времени электростанции должны выдавать мощность, равную мощности потребителей и потерям в элементах сети. Следовательно, должен иметь место баланс выдаваемой и потребляемой мощности. Баланс составляется раздельно для активной и для реактивной мощности.
     Потребление активной мощности в проектируемой  сети рассматриваем для периода  наибольших нагрузок. Эту величину активной мощности складываем из нагрузок в заданных пунктах потребления  электроэнергии и потерь мощности в  линиях и трансформаторах сети.  Установленная мощность генераторов  питающей электросистемы обеспечивает потребности проектируемой районной сети в активной мощности во всех режимах работы.
     Компенсация реактивной мощности оказывает влияние  на величину полных нагрузок подстанций и выбор мощности трансформаторов, на сечении проводов линий, на потери напряжения, мощности и энергии в  сети.
     Все потребители электроэнергии, наряду с потреблением активной мощности Р потребляют и реактивную мощность Q. Коэффициент мощности является недостаточно показательным при оценке потребляемой реактивной мощности, так как при значениях , близких к единице, потребляемая реактивная мощность еще достаточно велика. Более показательным является коэффициент реактивной мощности  . При решении вопросов, связанных со снижением потерь в электрических сетях, пользуемся непосредственно значениями реактивной мощности.
     Потребителями реактивной мощности являются приемники  электроэнергии, которые по принципу своего действия используют переменное магнитное поле - асинхронные двигатели, дуговые и индукционные печи, сварочные установки, выпрямители и другие, а также такие устройства как: электропередачи – трансформаторы, линии электропередач, реакторы.
     Источниками реактивной мощности являются: генераторы электростанций, протяженные воздушные  и кабельные линии, синхронные компенсаторы, электродвигатели, батареи шунтовых (статических) конденсаторов, источники реактивной мощности.
     Передача  реактивной мощности от генераторов  электростанции к потребителям, сопряжена  с дополнительными потерями активной мощности в устройствах электрической  сети на участке генератор-потребитель. Снижение дополнительных потерь активной мощности достигается путем разгрузки  электрической сети с помощью  компенсирующих устройств, установленных  у потребителя. Выбираем компенсирующие устройства и элементы питающих и  распределительных сетей с учетом снижения токовых нагрузок от действия компенсации.
     В настоящем проекте при выборе мощности компенсирующих устройств  используем упрощенный подход.
     При выборе компенсирующих устройств, устанавливаемых  в распределительных сетях приемных подстанций, исходными являются следующие  данные:
     Рассчитываем  активные и реактивные нагрузки потребителей напряжением 10 кВ (в нашем случае) в часы наибольшей (, ) и наименьшей (, ) нагрузки энергосистемы: 
 

     где  определяется по (величина указана в задании);
       и  принимаются в доле от и согласно заданной нагрузке, в 0,5 о. е.
  
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

     Пункт б
= 38 МВт
= 380,5 = 19 (МВт)
       = 0,88
       = 0,54
       = 0,4 – оптимальный тангенс угла, соответствующий установленным приемному пункту условиям получения от энергосистемы мощности и  
 

= 380,54 = 20,52 (Мвар)
      = 190,54 = 10,26 (Мвар) и определяются по максимальным и минимальным активным нагрузкам:
= 380,4 = 15,2 (Мвар)
= 190,4 = 7,6  (Мвар)
     Необходимая мощность компенсирующих устройств приемного пункта с учетом резерва:
=1,13
=
= 1,13 20,52 – 15,2 = 7,78 (Мвар)
= 10,26 –  7,6 = 2,66 (Мвар)
     По  результатам расчетов выбираем для  данного пункта КУ типа КСА – 0,66 – 40 с установленной мощностью 10,6 (Мвар), стоимостью 79 тыс. руб.
= 10,6 (Мвар)
     Расчетная полная мощность для приемного пункта:
= + j() = 38 + j(20,52 – 10,6) = 38 +9,92i (МВА) 
 

     Пункт В
= 23 МВт
= 230,5 = 11,5 (МВт)
= 0,78
= 0,8
= 0,4 – оптимальный тангенс угла, соответствующий установленным приемному пункту условиям получения от энергосистемы мощности и  
 

= 230,8 = 18,4 (Мвар)
      = 11,50,8 = 9,2 (Мвар) и определяются по максимальным и минимальным активным нагрузкам:
= 230,4 = 9,2 (Мвар)
= 11,50,4 = 4,6  (Мвар)
     Необходимая мощность компенсирующих устройств приемного пункта с учетом резерва:
   =1,13
=
=1,13 18,4 – 9,2 = 11,6 (Мвар)
= 9,2 –  4,6 = 4,6 (Мвар)
     По  результатам расчетов выбираем для  данного пункта КУ типа КСА – 0,66 – 40 с установленной мощностью 10,6 (Мвар), стоимостью 79 тыс. руб.
= 10,6 (Мвар)
     Расчетная полная мощность для приемного пункта:
= + j() = 23 + j(18,4 – 10,6) = 23 +6,8i (МВА) 
 

     Пункт Г
= 30 МВт
= 300,5 = 15 (МВт)
= 0,85
= 0,62
= 0,4 – оптимальный тангенс угла, соответствующий установленным приемному пункту условиям получения от энергосистемы мощности и .
  

= 300,62 = 18,6 (Мвар);
      = 150,62 = 9,3 (Мвар) и определяются по максимальным и минимальным активным нагрузкам:
= 300,4 = 12 (Мвар)
= 150,4 = 6  (Мвар)
     Необходимая мощность компенсирующих устройств приемного пункта с учетом резерва:
    =1,13
    =
=1,13 18,6 – 12 = 9,02 (Мвар)
= 9,3 –  6 = 3,3 (Мвар)
     По  результатам расчетов выбираем для  данного пункта КУ типа КСА – 0,66 – 40 с установленной мощностью 10,6 (МВАр), стоимостью 79 тыс. руб.
= 10,6 (Мвар)
     Расчетная полная мощность для приемного пункта:
= + j() = 30 + j(18,6 – 10,6) = 30 +8i (МВА) 
 

     Пункт Д
= 36 МВт
= 360,5 = 18 (МВт)
= 0,85
= 0,62
= 0,4 – оптимальный тангенс угла, соответствующий установленным приемному пункту условиям получения от энергосистемы мощности и . 
 

= 360,62 = 22,32 (Мвар)
      = 180,62 = 11,16 (Мвар) и определяются по максимальным и минимальным активным нагрузкам:
= 360,4 = 14,4 (Мвар)
= 180,4 = 7,2  (Мвар)
     Необходимая мощность компенсирующих устройств приемного пункта с учетом резерва:
  =1,13
  =
=1,13 22,32 – 14,4 = 10,82(Мвар)
= 11,16 –  7,2 = 3,96 (Мвар)
     По  результатам расчетов выбираем для  данного пункта КУ типа КСА – 0,66 – 40 с установленной мощностью  26,7 (Мвар), общей стоимостью 100 тыс. руб.
= 26,7 = 13,4 (Мвар)
     Расчетная полная мощность для приемного пункта:
= + j() = 36 + j(22,32 – 13,4) = 36 +8,92i (МВА) 

     Пункт Е
= 20 МВт
= 200,5 = 10 (МВт)
= 0,84
= 0,65
= 0,4 – оптимальный тангенс угла, соответствующий установленным приемному пункту условиям получения от энергосистемы мощности и . 
 

= 200,65 = 13 (Мвар)
      = 100,65 = 6,5 (Мвар) и определяются по максимальным и минимальным активным нагрузкам:
= 200,4 = 8 (Мвар)
= 100,4 = 4  (Мвар)
     Необходимая мощность компенсирующих устройств приемного пункта с учетом резерва:
       =1,13
=
=1,13 13 – 8 = 6,69 (Мвар)
= 6,5 –  4 = 2,5 (Мвар)
     По  результатам расчетов выбираем для  данного пункта КУ типа КСА – 0,66 – 40 с установленной мощностью 6,7 (Мвар), стоимостью 61 тыс. руб.
= 6,7 (Мвар)
     Расчетная полная мощность для приемного пункта:
= + j() = 20 + j(13 – 6,7) = 20 +6,3i (МВА) 

    Занесем рассчитанные результаты приёмных подстанций в таблицу 1

Таблица 1 – Параметры приемных подстанций

Показатель Приёмная  подстанция
б В Г Д Е
  38 23 30 36 20
  0,88 0,78 0,85 0,85 0,84
  0,54 0,8 0,62 0,62 0,65
  19 11,5 15 18 10
  20,52 18,4 18,6 22,32 13
  10,26 9,2 9,3 11,16 6,5
  15,2 9,2 12 14,4 8
  7,6 4,6 6 7,2 4
  10,6 11,6 10,6 13,4 6,7
  2,66 4,6 3,3 3,96 2,5
  38+9,92i 23+6,8i 30+8i 36+8,92i 20+6,3i
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
2 Совместный выбор  схемы, номинального  напряжения, номинальных  параметров линии  и трансформаторов  проектируемой сети
     Схема соединений линий сети находится  в тесной технико-экономической  взаимозависимости от номинального напряжения сети. Часто изменение  основной схемы сети влечет за собой  необходимость изменения номинального напряжения сети. Возможна и обратная зависимость номинального напряжения от схемы соединения линии сети. Следовательно, выбор схемы сети и ее номинального напряжения желательно производить совместно. Однако в практике проектирования и реконструкции сети, либо привязки новой сети к существующим сетям, может оказаться ограниченным выбор номинального напряжения в силу наличия определенных номинальных напряжений в действующих электрических сетях.
     Совместный  выбор схемы соединений линий  сети и ее номинального напряжения начинаем с создания ряда технически осуществимых вариантов сети с последующим  их технико-экономическим сопоставлением по методу приведенных затрат.
     Создаём варианты, которые подчиняются следующим  определенным логическим требованиям:
     - передача электроэнергии от источника  питания сети до приемных подстанций  должна осуществляться по возможно  кратчайшему пути;
     - на приемных подстанциях применяются  упрощенные схемы ОРУ без выключателей;
     - электроснабжение подстанций, в  которых есть потребители 1 категории,  должно осуществляться не менее  чем по двум линиям;
     - выключатели устанавливаются только  в начале линии у источника питания;
     - длина трассы линии увеличивается  на 10% из-за неровностей рельефа,  и обхода естественных и искусственных  препятствий. Для каждого участка  трассы определяем её длину  по плану с учётом масштаба:
= 1,07М
     где   – длина трассы линии на плане в см;
     М – масштаб линий, указанный в  задании, 8 км/см. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

2.1 Составление вариантов  цепи. Расчет длин трасс и линий электропередач
     Вариант №1

Рисунок 1 – Районная электрическая сеть вариант 1
     Суммарная длина трасс:
 = = ++++ = 49,65+38,52+52,22+36,81+30,82
= 208,02 (км)
 =
     где - длина трассы одноцепной линии, км;
      - длина трассы двухцепной линии, км.
 = +2+++ = 49,65+2158,37 = 366,39 (км)
     Общее число выключателей при условии  установки одного выключателя в  начале линии nв = 10 шт. 
 

     Вариант №2

Рисунок 2 – Районная электрическая сеть вариант 2
     Суммарная длина трасс:
 = = ++++ = 49,65+38,52+48,45+42,8+30,82 = 210,24 (км)
 =
      где - длина трассы одноцепной линии, км;
       - длина трассы двухцепной линии, км.
 = +2+++ = 49,65+2160,59 = 370,83 (км)
     Общее число выключателей при условии  установки одного выключателя в  начале линии nв = 6 шт. 
 
 
 

     Вариант №3

Рисунок 3 – Районная электрическая сеть вариант 3
     Суммарная длина трасс:
 = = ++++ = 43,66+38,52+52,22+36,81+42,8 = 214,01 (км)
 =
      где - длина трассы одноцепной линии, км;
       - длина трассы двухцепной линии, км.
 = +2+++ = 43,66+2170,35 = 384,36 (км)
     Общее число выключателей при условии  установки одного выключателя в  начале линии nв = 6 шт. 
 
 
 

Вариант №4

Рисунок 4 – Районная электрическая сеть вариант 4 

     Суммарная длина трасс:
 = = ++++ = 43,66+38,52+48,45+36,81+30,82 = 198,26 (км)
 =
      где - длина трассы одноцепной линии, км;
      - длина трассы двухцепной линии, км.
 = +2+++ = 43,66+2154,6 = 352,86 (км)
     Общее число выключателей при условии  установки одного выключателя в  начале линии nв = 6 шт. 
 
 
 

Вариант №5

Рисунок 5 – Районная электрическая сеть вариант 5 

     Суммарная длина трасс:
==++++= 49,65+38,52+48,45+36,81+30,82
= 204,25 (км)
 =
      где - длина трассы одноцепной линии, км;
       - длина трассы двухцепной линии, км.
 = +2+++ = 49,65+2154,6 = 358,85 (км)
     Общее число выключателей при условии  установки одного выключателя в  начале линии nв = 8 шт.
     В дальнейшем усложняем схемы за счет выполнения сети в виде магистральной  или магистрально-радиальной схемы. В этих схемах избегаем линий, в которых  потоки мощности направлены обратно  к источнику. Надо иметь в виду, что ответвления от линии производится глухим присоединением без коммутационных аппаратов. К каждой магистральной  линии возможно присоединение не более трех приемных пунктов во избежание  перегрузки головных участков магистрали.
     Рассчитываем  аналогичным образом для шести  остальных схем соединений и полученные данные заносим в таблицу 2.

     Таблица 2 – Параметры проектируемых схем соединений

     
Показатель Номер варианта соединения
1 2 3 4 5
nв , шт 10 6 6 6 8
, км 208,02 210,24 214,01 198,26 204,25
, км 366,39 370,83 384,36 352,86 358,85
     По  минимуму расхода оборудования и  длины линий для дальнейшего  рассмотрения оставляем 3 варианта соединения: четвертый, пятый и шестой.
     Для каждого из оставшихся вариантов  определяем потокораспределение мощностей по линиям, упрощенно, без учета потерь мощности в линиях схемы и трансформаторах.
     Для выяснения, какому из номинальных напряжений (35, 110, 220 кВ) соответствует предложенный вариант схемы – сети проводим пробный расчет сечений проводов линий, причем наиболее загруженную  линию при напряжении 35 кВ, а наименее загруженную – при 220 кВ. Если сечение  линии на напряжении 35 кВ получится  значительно больше рекомендованного (АС-35…АС-150), а для линии напряжением 220 кВ значительно меньше рекомендованного (АС-240…АС-400), то эти варианты на напряжениях 35 и 220 кВ в дальнейшем не рассматриваем.
     Расчёты ведём по формуле: 

      где – полная мощность, протекающая по одной линии в данном направлении или по одной цепи двухцепной линии, кВА;
=1 А/мм2– экономическая плотность тока. Находится из таблиц ПУЭ.
     Для схемы №4
Для наиболее загруженной линии:
                                = 847 (мм2)300 мм2
Для наименее загруженной линии:
                               = 31,5 (мм2)70 мм2
     Для схемы №5
Для наиболее загруженной линии:
                                  =647 (мм2)300 мм2
Для наименее загруженной линии:
                               =31,5 (мм2)70 мм2
     Исходя  из полученных результатов и поставленных условий, можно сделать вывод, что  линии на напряжение 35 кВ и 220 кВ в  наших схемах соединения не подходят. Поэтому считаем на номинальное  напряжение 110 кВ.
     Выбор сечений линий на напряжение 110 кВ проводим полностью. Рекомендованные  сечения линий 110 кВ – это АС-70…АС-300. 
 
 
 

     2.2 Расчет сечений проводов линий и выбор для них марки
     Для схемы №4
 = 206 мм2, марка провода АС-240 (мм2), (r0=0,130; x0=0,383);
 = 269мм2,марка провода АС-270 (мм2), (r0=0,108; x0=0,363);
= 63 мм2, марка провода АС-70(мм2), (r0=0,46; x0=0,433);
 = 81 мм2, марка провода АС-95 (мм2), (r0=0,330; x0=0,422);
 = 97 мм2, марка провода АС-120 (мм2), (r0=0,270; x0=0,416);
 = 137 мм2, марка провода АС-150 (мм2), (r0=0,210; x0=0,409).
     Для схемы №5
=206 мм2, марка провода АС-240 (мм2), (r0=0,130; x0=0,383);
=63 мм2, марка провода АС-70 (мм2), (r0=0,460; x0=0,433);
=81 мм2, марка провода АС-95 (мм2), (r0=0,330; x0=0,422);
=97 мм2, марка провода АС-120 (мм2), (r0=0,270; x0=0,416);
=137 мм2, марка провода АС-150 (мм2), (r0=0,210; x0=0,409).
     Дальнейшее  технико-экономическое сравнение  вариантов производим в два этапа.
     На  первом этапе сравниваем варианты по потерям напряжения. Лучшими считаются  варианты, у которых окажутся меньшие  потери напряжения от источника питания  до наиболее удаленного приемного пункта. Потери напряжения в j – той линии определяем по формуле:
      
     где   – длина линии, км;
     , – активная (МВт) и реактивная (Мвар) мощности, протекающие по линии;
     roj, xoj – погонное активное (Ом/км) и реактивное (Ом/км) сопротивление линии.
     При нескольких последовательно соединенных  линиях определяем суммарные потери напряжения на участке «источник  питания – наиболее удаленный  приемный пункт». Вариант считается  пригодным для дальнейшего рассмотрения, если наибольшие потери напряжения будут  не более 15% (16,5 кВ) в нормальном и 20% (22 кВ) в послеаварийном режимах работы сети.
     Для схемы №4
38,52 = 3,57 (кВт)
38,52 = 2,37 (кВт) 

43,66+5,94=9,41 (кВт)
73,62=4,49 (кВт)
61,64=4,58 (кВт)
96,9+4,58=10,43 (кВт)
     Для схемы №5
49,65=3,95 (кВт)
77,04=4,74 (кВт)
73,62=4,49 (кВт)
61,64=4,58 (кВт)
96,9+4,58=10,43 (кВт)
     Послеаварийным  режимом, считаем тот, при котором  у двухцепной линии одна из цепей выходит из строя. Вследствие этого, сопротивление линии и потери напряжения увеличиваются в 2 раза.
     Для схемы №4
=210,43=20,86 (кВт)
     Для схемы №5
=210,43=20,86 (кВт)
     Сравнивая полученные результаты с  допустимыми  потерями напряжения при нормальной работе и послеаварийной, делаем вывод, что оба варианта: схемы 4 и 5, приемлемы.
     На  втором этапе производим технико-экономическое  сравнение оставшихся 2 вариантов  схемы сети и номинального напряжения по приведенным затратам. Для технико-экономического сопоставления каждый вариант сети должен быть тщательно разработан с  выбором схем подстанций, с расчетом потерь напряжения, мощности и электроэнергии, с определением параметров линии, трансформаторов и т.п.
     Проверим  варианты схем по допустимому нагреву:
=605А
Вариант 4 и 6 имеют загруженный участоки с параметрами:
 
 
     По допустимому нагреву  варианты соответствуют норме. 
 

    2.3 Выбор мощности  трансформаторов  приёмных подстанций

     Исходя  из условия надежности электроснабжения потребителей 1 категории, на подстанциях  принимаем к установке по два  трансформатора, мощность каждого определяем приближенно с учетом 40%-ной перегрузки при отключении одного из них. Полученную мощность округляем до ближайшей  номинальной мощности трансформатора, и выбираем типы, каталожные и расчетные данные серийно выпускаемых трансформаторов.
      
    где – полная мощность подстанции за минусом мощности компенсирующих устройств, МВА. Данные берём из таблицы 1.
     Подстанция  «б»
 = 28,05 (МВА)
     Выбираем  два трёхфазных, двухобмоточных трансформатора. Типа ТРДН 32000/110. Каждый из них мощностью по 32000 кВА, с расщеплённой обмоткой, с РПН. Общая стоимость 218 тыс. руб..
     Подстанция  «В»
=17,13 (МВА)
     Выбираем  два трёхфазных, двухобмоточных трансформатора. Типа ТРДН 25000/110. Каждый из них мощностью по 25000 кВА, с расщеплённой обмоткой, с РПН. Общая стоимость 196 тыс. руб..
     Подстанция  «Г»
=22,18 (МВА)
     Выбираем  два трёхфазных, двухобмоточных трансформатора. Типа ТРДН 25000/110. Каждый из них мощностью по 25000 кВА, с расщеплённой обмоткой, с РПН. Общая стоимость 196 тыс. руб.. 

     Подстанция  «Д»
=26,5 (МВА)
     Выбираем  два трёхфазных, двухобмоточных трансформатора. Типа ТРДН 32000/110. Каждый из них мощностью по 32000 кВА, с расщеплённой обмоткой, с РПН. Общая стоимость 218 тыс. руб..
     Подстанция  «Е»
=14,98 (МВА)
     Выбираем  два трёхфазных, двухобмоточных трансформатора. Типа ТДН 16000/110, мощностью 16000 кВА, с РПН, две секции шин. Общая стоимость 138 тыс. руб.. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

     2.4 Выбор другого  оборудования подстанций

     На  стороне низшего напряжения подстанций принимаем одиночные секционированные системы сборных шин, причем в  случае установки двух двухобмоточных трансформаторов берём две секции шин, для трансформаторов с расщепленными обмотками низшего напряжения – четыре, по одной секции на каждую половину обмотки.
     Число отходящих от этих секций фидеров  принимаем исходя из средней нагрузки фидеров:
     Sф = 3 МВА, при номинальном напряжение Uном = 10 кВ. Sф = 2 МВА, при номинальном напряжение Uном = 6 кВ
     Тогда количество выключателей на стороне  низшего напряжения подстанции:
= + + + +
     где = – число фидерных выключателей,
Si – полная мощность подстанции, МВА;
       – число резервных выключателей, равное числу секций;
       – число секционных включателей,  равное числу секций, деленному  на два;
       – число выключателей для подключения  батарей конденсаторов, равное  количеству конденсаторных установок;
       – число вводных выключателей, равное количеству обмоток трансформаторов
     Подстанция  «б»
=13+2+4+1+4=24 шт.
=13шт., =4 шт., =1шт., ==2 шт., =4 шт.. 
 

    Подстанция  «В»
=8+2+4+1+4=19 шт.
=8шт, =4 шт., =1шт., ==2 шт., =4 шт..
    Подстанция  «Г»
=10+2+4+1+4=21 шт
=10шт., =4 шт., =1шт., ==2 шт., =4 шт.
    Подстанция  «Д»
=19+2+4+1+4=30 шт.
=19шт., =4 шт., =1шт., ==2 шт., =4 шт..
    Подстанция  «Е»
=11+2+4+1+4=22 шт.
=11шт., =4 шт., =1шт., ==2 шт., =4 шт.. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

    3 Приведенные затраты  электрической сети
     В приведенных затратах каждого варианта в общем случае учитываем: стоимости  отдельных элементов районной электрической  сети (линий, ячеек выключателей, комплектов отделителей и короткозамыкателей, трансформаторов компенсирующих устройств); стоимость иного электрооборудования  в данном варианте схемы; отчисления на амортизацию, текущий, капитальный  ремонты и обслуживание всего  электрооборудования; стоимость потерь электроэнергии в линиях, трансформаторах и компенсирующих устройствах; а также ущерб от недоотпуска электроэнергии потребителям при перерывах электроснабжения в тех вариантах, в которых имеются нерезервированные линии, трансформаторы.
и т.д.................


Перейти к полному тексту работы


Скачать работу с онлайн повышением уникальности до 90% по antiplagiat.ru, etxt.ru или advego.ru


Смотреть полный текст работы бесплатно


Смотреть похожие работы


* Примечание. Уникальность работы указана на дату публикации, текущее значение может отличаться от указанного.