Развитие электрической сети районной энергосистемы
Заказать уникальную курсовую работу- 43 43 страницы
- 5 + 5 источников
- Добавлена 25.08.2018
- Содержание
- Часть работы
- Список литературы
- Вопросы/Ответы
Введение 7
1. Выбор вариантов схем соединений ЛЭП 8
1.1 Вариант 1 8
1.2 Вариант 2 9
1.3 Вариант 3 10
1.4 Вариант 4 10
1.5 Вариант 5 11
1.6 Вариант 6 12
2. Выбор номинальных напряжений сооружаемых ЛЭП 13
2.1 Вариант 1 13
2.2 Вариант 2 16
2.3 Вариант 3 19
2.4 Вариант 4 22
2.5 Вариант 5 24
2.6 Вариант 6 27
3. Определение сечений проводов сооружаемых ЛЭП 31
4. Выбор трансформаторов на понижающих подстанциях 33
5. Составление принципиальных и расчетных схем вариантов 35
6. Выбор схем присоединений к сети новых и расширения существующих понижающих подстанций 37
6.1 Выбор схем первичных соединений первого варианта 37
6.2 Выбор схем первичных соединений второго варианта 39
7. Выбор окончательного варианта схемы развития электрической сети 42
Список использованной литературы 43
Условное изображение схемы на рисунке 6.3.Рисунок 6.3 Схема с двумя рабочими и обходной системами шин Достоинства схемы с двумя рабочими системами шин:– требует на 2 выключателя больше, чем число присоединений;– возможность перефиксации присоединений.Недостатки:– по сравнению со вторым вариантом – большая площадь ОРУ;– при отказе ШСВ возможно полное погашение распределительного устройства;– при перефиксации присоединений возможно полное погашение распределительного устройства;– большое количество операций при переключениях. Для распределительного устройства тупиковой подстанции №3 с двумя трансформаторами и двумя линиями выбираем мостиковую схему 35-4Н присоединения линий. Условное изображение схемы на рисунке 6.4. Рисунок 6.4 Мостиковая схема 35-4Н присоединения линийДостоинства схемы:1) Экономичность (два выключателя на 4 присоединения);2) Простота;3) Минимальное количество операций с разъединителями при оперативных переключениях;4) Уменьшение количества отказов по вине оперативного персонала;5) Требует минимальную площадь для ОРУ.Недостатки:1) Отказ выключателей влечет за собой отключение всей линии2) При КЗ на ремонтной перемычке отключается вся подстанция.7. Выбор окончательного варианта схемы развития электрической сети7.1.Расчетпервого вариантаДля разомкнутой сети таблица цен имеет вид:Таблица 7.1Суммарные капиталовложения на сооружение опор воздушных линий электропередач.УчастокUном,кВF, мм2Длина, кмnУкр.стоим. показательтысруб/кмСтоимость, тыс руб.2-411030036,921280944644-311012033,721280862722-И110185332128084480Сумма265216Следовательно, КЛ =265216 тыс. руб.Таблица 5.4Суммарные капиталовложения на сооружение подстанцийп/стU, кВколичество и мощность трансформаторовСтоимость, тыс.руб.1110/182хТДЦ-125000380002110/102хТДН-40000172003110/102хТДН-6300023200Сумма78400Кп= 78400 тыс.руб.К = КЛ+ Кп= 265216 тыс. руб.И – эксплуатационные расходы, находятся по формуле:З=0,90 – переменные потери электроэнергии в активном сопротивлении проводов воздушной линии и обмоток силовых трансформаторов, зависящих от нагрузки, вычисляется по формуле:ΔPтi – переменные потери мощности в трансформаторах, находятся по формуле:τ – годовое время потерь электроэнергии, находим по формуле:Таблица5.5Годовое время потерь электроэнергии в трансформаторахПотребитель254903967354903967454903967Таблица5.6Переменные потери мощности в трансформаторахп/стТип тр-ра,кВт, МВА,кВт22хТДЦ-125000400125154303,61204241,632хТДН-40000170404085,0337195,042хТДН-630002456357,7102,8407632,5∑ 1949069,1Таблица5.7Годовое время потерь электроэнергии в линияхПотребитель2-4549039674-3549039672-И54903967Таблица5.8Переменные потери мощности в линииДлина, кмnR0, Ом/кмR, Ом, кВ2-436,920,1082,0110981,596297,374-333,720,274,5511040,20,612410,682-И3320,172,8110610,863415,82∑12123,9ΔРлj – переменные потери мощности в проводах, находятся по формуле:Находим переменные потери электроэнергии:Найдем постоянные потери электроэнергии в сети по формуле:T – время присоединения работы трансформатора в сети, Т=8760 ч.Таблица5.9п/стТип тр-ра, кВт,кВтч22хТДЦ-12500012052560032хТДН-400003414892042хТДН-6300050219000Сумма1042440Находим затраты на возмещение потерь электроэнергии по формуле:Находим эксплуатационные расходы по формуле:Найдём приведённые затраты на сооружение замкнутой электрической сети5.2РасчетзамкнутойсетиПроизведем расчет технико-экономических показателей для замкнутой сети:Таблица 5.10Суммарные капиталовложения на сооружение опор воздушных линий электропередачУчастокUном,кВF, мм2Длина, кмnУкр.стоим. показательтысруб/кмСтоимость, тыс руб.2-31104007011100770003-411018533,711280431362-411050036,911050387453-И11040066,81110073480Сумма232361Следовательно, КЛ =232361 тыс. руб.Таблица 5.11Суммарные капиталовложения на сооружение подстанцийп/стU, кВколичество и мощность трансформаторовСтоимость, тыс.руб.2110/182хТДЦ-125000380003110/102хТДН-40000172004110/102хТДН-6300023200Сумма78400Кп= 78400 тыс.руб.К = КЛ+ Кп= 310761тыс руб.Таблица5.12Годовое время потерь электроэнергии в трансформаторахПотребитель254903967354903967454903967Таблица5.13Переменные потери мощности в трансформаторахп/стТип тр-ра,кВт, МВА,кВт22хТДЦ-125000400125154303,61204241,632хТДН-40000170404085,0337195,042хТДН-630002456357,7102,8407632,5∑ 1949069,1Таблица5.14Годовое время потерь электроэнергии в линияхПотребитель2-3549039673-4549039672-4549039673-И54903967Таблица 2.13Переменные потери мощности в линииДлина, кмnR0, Ом/кмR, Ом, кВ2-37010,085,611063,31,857356,523-433,710,175,711034,50,562235,602-436,910,0652,411089,81,606341,173-И66,810,085,3110611,644108,48∑20041,1По формуле /2. 18/находим переменные потери электроэнергии:Таблица 2.14п/стТип тр-ра, кВт,кВтч22хТДЦ-12500012052560032хТДН-400003414892042хТДН-6300050219000Сумма1042440Находим затраты на возмещение потерь электроэнергии по формуле:Находим эксплуатационные расходы по формуле:Найдём приведённые затраты на сооружение замкнутой электрической сетиТаблица 2.15Основные технико-экономические показатели для вариантов исполнения электрической сетиПоказателиРазомкнутая сетьЗамкнутая сетьКапиталовложения К, тыс.руб.Потери электроэнергии , МВт·ч3003,23011,4Затраты на возмещение потерь ЭЭ , тыс. руб.Приведенные затраты З, тыс. руб.Исходя из технико-экономического расчета, для дальнейшего расчета оптимальным вариантом является разомкнутая схема.ЗаключениеВ курсовом проекте реконструируется районная электрическая сеть с номинальным напряжением 220/110 кВ.Существующая сеть предназначалась для осуществления энергоснабжения 3 промышленных предприятий. Были составлены 6 вариантов конфигурации сети, из которых на основании протяженности трассы и распределения мощностей были отобраны 2 схемы, которые в свою очередь были рассмотрены с точки зрения минимума приведенных затрат. Список использованной литературы1. Справочник по проектированию электрических сетей / Под ред. Д.Л. Файбисовича. – М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2005. – 320 с. 2. Лыкин А.В. Электрические системы и сети: Учебное пособие. – М.: Университетская книга; Логос, 2006. – 254 с. 3. Рекомендации по технологическому проектированию воздушных линий электропередачи напряжением 35 кВ и выше(Утверждены Приказом Минэнерго России от 30 июня 2003 года, No 284). 4. Рекомендации по технологическому проектированию подстанций переменного тока с высшим напряжением 35–750 кВ (Утверждены приказом Минэнерго России от 30 июня 2003 г., No 288). – М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2004. – 80 с. 5. Методика расчета нормативных технологических потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям в базовом периоде. Приложение 1 к Порядку расчета и обоснования нормативов технологических потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям. Утвержден приказом Минпромэнерго России от 4 октября 2005 г., No 267.
2. Лыкин А.В. Электрические системы и сети: Учебное пособие. – М.: Университетская книга; Логос, 2006. – 254 с.
3. Рекомендации по технологическому проектированию воздушных линий электропередачи напряжением 35 кВ и выше (Утверждены Приказом Минэнерго России от 30 июня 2003 года, No 284).
4. Рекомендации по технологическому проектированию подстанций переменного тока с высшим напряжением 35–750 кВ (Утверждены приказом Минэнерго России от 30 июня 2003 г., No 288). – М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2004. – 80 с.
5. Методика расчета нормативных технологических потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям в базовом периоде. Приложение 1 к Порядку расчета и обоснования нормативов технологических потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям. Утвержден приказом Минпромэнерго России от 4 октября 2005 г., No 267.
Вопрос-ответ:
Какие варианты схем соединений линий электропередачи предлагаются в статье?
В статье предлагается выбор из 6 вариантов схем соединений линий электропередачи. Варианты пронумерованы от 1 до 6.
Какими номинальными напряжениями обладают сооружаемые линии электропередачи?
Статья предлагает выбор из 6 вариантов номинальных напряжений для сооружаемых линий электропередачи. Номинальные напряжения различаются в зависимости от выбранного варианта схемы соединений и обозначены номерами вариантов.
Какие провода рекомендуется использовать при сооружении линий электропередачи?
В статье представлены рекомендации по выбору сечений проводов для сооружаемых линий электропередачи. Выбор сечений проводов зависит от номинальных напряжений и выбранной схемы соединений.
Какие трансформаторы следует выбрать для понижающих подстанций?
Статья предлагает рекомендации по выбору трансформаторов для понижающих подстанций. Больше информации представлено в самой статье.
Как составить принципиальные и расчетные схемы электрической сети?
В статье представлены рекомендации по составлению принципиальных и расчетных схем электрической сети. За более подробной информацией следует обратиться к самой статье.
Какие варианты схем соединений линий электропередач используются в развитии электрической сети районной энергосистемы?
В развитии электрической сети районной энергосистемы используются различные варианты схем соединений линий электропередач. В данной статье представлены варианты схем соединений ЛЭП: вариант 1, вариант 2, вариант 3, вариант 4, вариант 5, вариант 6.
Как выбирать номинальные напряжения для сооружаемых ЛЭП в районной энергосистеме?
При выборе номинальных напряжений для сооружаемых ЛЭП в районной энергосистеме необходимо учитывать различные факторы, такие как мощность передаваемой энергии, длина линий, типы нагрузок и другие. В данной статье представлены варианты выбора номинальных напряжений: вариант 1, вариант 2, вариант 3, вариант 4, вариант 5, вариант 6.
Как определить сечения проводов для сооружаемых ЛЭП в районной энергосистеме?
Для определения сечений проводов для сооружаемых ЛЭП в районной энергосистеме нужно учитывать различные факторы, такие как номинальное напряжение, мощность передаваемой энергии, длина линий, типы нагрузок и другие. В данной статье представлены способы определения сечений проводов.
Как выбрать трансформаторы на понижающих подстанциях в районной энергосистеме?
При выборе трансформаторов на понижающих подстанциях в районной энергосистеме необходимо учитывать различные факторы, такие как мощность, номинальное напряжение, типы нагрузок и другие. В данной статье представлены рекомендации по выбору трансформаторов на понижающих подстанциях.
Что входит в состав принципиальных и расчётных схем электрической сети районной энергосистемы?
Состав принципиальных и расчётных схем электрической сети районной энергосистемы включает в себя различные элементы, такие как генерирующие установки, трансформаторные подстанции, линии электропередач и другие. В данной статье представлены рекомендации по составлению принципиальных и расчётных схем.