ВЫБОР ЧИСЛА И МОЩНОСТИ ТРАНСФОРМАТОРОВ

ВВЕДЕНИЕ

Целью данного курсового проекта является проектирование электрической сети промышленного района, которая является частью энергосистемы.

Проектируемая электрическая сеть должна удовлетворят определённым технико-экономическим требованиям. С учётом этих требований инженер- проектировщик должен выбрать наиболее подходящий вариант сети. Оптимальным вариантом является тот, который имеет наименьшее значение приведенных затрат. Однако необходимо учитывать и другие требования: напряжение в узлах сети необходимо поддерживать близким к номинальному значению, в послеаварийных режимах (при отключении линии электропередачи) потребители и должны получать электроэнергию надлежащего качества и другие.

Для достижения поставленной цели необходимо было решить следующие задачи:

1. Построить 3-4 варианта конфигурации схемы сети.

2. Определить предварительное потокораспределение по ветвям двух выбранных вариантов конфигурации схемы сети.

3. Выбрать номинальные напряжения по экономическим зонам для двух вариантов проектируемой сети.

4. Выбрать количество трансформаторов.

5. Выбрать площадь поперечного сечения проводов.

6. Провести технико-экономическое сравнение вариантов.

7. Выполнить электрические расчёты характерных режимов сети.

8. Выбрать средства регулирования напряжения и проверить действительных напряжений во всех точках сети.

9. Технико-экономические показатели сети.

Более подробное решение отмеченных задач будет рассмотрено ниже.


 

ПОСТРОЕНИЕ ВАРИАНТОВ СХЕМЫ СЕТИ

 

Оставим для рассмотрения одноконтурную схему вариант 2 с меньшей протяженностью линий и двухконтурную схему вариант 3.

 

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПРЕДВАРИТЕЛЬНОГО ПОТОКОРАСПРЕДЕЛЕНИЯ

 

Пересчитаем мощности потребителей с учетом коэффициента k=0,95:

 

Таблица 2.1
узел В
,МВт 28,5 23,75 23,75 9,5

 

Рассмотрим одноконтурную схему, рисунок 2. Разделяем схему по источнику А.

 

 

 

 

Расчет для остальных участков сети производим аналогично.

 

Таблица 2.2
  А1 В3 В4 А5
,км 28,395 34,17 26,655 23,475 28,335 25,26 27,915 17,355
,МВт 37,7035 -0,2965 -19,297 -57,2965 -7,29652 -31,0465 -54,7965 9,5

 

 

Рассмотрим двухконтурную схему, рисунок 3.

 

 

По I-му закону Кирхгофа для узла В:

 

тогда:

 

 

Система контурных уравнений будет иметь вид:

 

 

Результаты расчетов заносим в таблицу.

 

Таблица 2.3
  А1 В3 В4 В5 А5 В1
,км 18,93 22,78 17,77 15,65 37,78 30,63 18,61 22,87 11,57
,МВт -56,862 21,0075 2,00745 -35,9925 23,75 11,8878 35,63776 2,1452 9,5

 

ВЫБОР НОМИНАЛЬНОГО НАПРЯЖЕНИЯ

 

Для каждого участка сети выбираем напряжение по экономическим зонам по [2, стр. 45]. Результаты заносим в таблицу.

 

Таблица 3.1
  Линия , км , МВт ,кВ
По экономическим зонам Принятое
Вариант 1 А1 28,395 37,7035
34,17 0,2965
26,655 19,297
В3 23,475 57,297
В4 28,335 7,2965
25,26 31,047
А5 27,915 54,797
17,355 9,5
Вариант 2 А1 18,93 56,862
22,78 21,0075
17,77 2,00745
В4 37,78 35,993
В5 30,63 23,75
А5 18,61 11,8878
В1 22,87 35,6378
В3 15,65 2,14522
11,57 9,5

 

ВЫБОР ЧИСЛА И МОЩНОСТИ ТРАНСФОРМАТОРОВ

 

Для питания потребителей I-II категории устанавливаются два трансформатора одинаковой мощности. Мощность каждого трансформатора выбираем из условия:

 

 

где Sн- наибольшая мощность нагрузки трансформаторной подстанции.

Для потребителей III категории по надежности электроснабжения устанавливаем по одному трансформатору на подстанции.

Выбор трансформаторов производим по [2, таб. 11.2].

 

Таблица 4.1
  В А
23,75 23,8 9,5
Nт, шт
32,479 30,16 18,85 18,8 10,556 39,7 80,9524
6,3

 

 

Таблица 4.2
  Тип трансформатора Пределы регулирования Каталожные данные Расчетные
, обмоток % кВт кВт % , Ом , Ом кВАр
ВН НН
2х ТДТН-40000/110 ± 9 × 1,78 % СН В-С 0,6 ВН ВН
38,5 10,5 0,8 35,5
В-Н СН СН
НН 0,8
С-Н НН НН
0,8 22,3
ТДН-16000/110 ± 9 × 1,78 % 10,5 10,5 0,7 4,38 86,7
2х ТРДН-40000/110 ± 9 × 1,78 % 10,5 10,5 0,65 1,4 34,7
2х ТРДН-25000/110 ± 9 × 1,78 % 10,5 10,5 0,7 2,54 55,9
2х ТРДН-25000/110 ± 9 × 1,78 % 10,5 10,5 0,7 2,54 55,9
2х ТМ- 6300/35 ± 6 × 1,5 % 6,5 46,5 9,2 0,9 1,4 14,6
В 2х ТРДН-40000/110 ± 9 × 1,78 % 10,5 10,5 0,65 1,4 34,7
А 2х ТРДЦН- 125000/110 ± 9 × 1,78 % 10,5 10,5 0,55 0,4 11,1 687,5

 

 

ВЫБОР СЕЧЕНИЯ КАБЕЛЕЙ

 

Растет площади поперечного сечения проводов F, производим по формуле:

 

 

 

где I - ток линии, А, вычисляется по формуле:

- экономическая плотность тока, , по [2, стр. 96] принимаем при числе часов максимальной мощности для голых алюминиевых проводов.

Принимаем ближайшее большее из стандартных значений для воздушных линий электропередач по [2, таб. 1.1].

Выбранное сечение провода проверяем по двум условиям:

1) по условию образования короны [2, стр. 98],

 

 

где - коэффициент, по которому учитывается состояние поверхности провода. Для новых проводов с двумя и более повивами , для проводов, бывших в эксплуатации, , принимаем ;

- коэффициент, согласно которому учитывается состояние погоды. При сухой и ясной погоде ; при тумане, дожде, инее, мокром снеге и гололеде ;

) - коэффициент относительной плотности воздуха, учитывающий барометрическое давление b и температуру воздуха . При b=76 см.рт.ст. и ;

r - радиус провода, см, по [2, стр. 284];

D - расстояние между осями проводов ВЛ, см, D=3000см.

2) По длительному току в послеаварийном режиме, . Отключаем участок В3:

Окончательно выбираем сечение проводов F, , удовлетворяющее каждому условию. Результаты расчета заносим в таблицу.

 

 

Таблица 5.1
  По экономической плотности тока По условиям короны В послеаварийном режиме Принятое сечение , А
, А F', сечение , кВ сечение сечение
А1 220,1 200,12 240/32 150,56 240/32 554,68 240/32 240/32
1,731 1,5738 70/11 162,7 70/11 332,81 70/11 70/11
112,7 102,42 120/19 157,24 120/19 221,87 120/19 120/19
В3 334,5 304,12 2х 185/29 153,2 2х 185/29 2х 185/29 2х 185/29
В4 42,6 38,729 70/11 162,7 70/11 291,94 70/11 70/11
181,3 164,79 185/29 153,2 185/29 153,27 185/29 185/29
А5 319,9 290,85 2х150/24 2х150/24 14,597 2х150/24 2х150/24
174,3 158,48 185/29 153,2 185/29 55,468 185/29 185/29

 

Для варианта 2.

Определим площадь сечения и выберем марку провода аналогично варианту 1:

Послеаварийный режим: отключаем участок А1. Результаты расчета заносим в таблицу.

 

Таблица 5.2
  По экономической плотности тока По условиям короны В послеаварийном режиме Принятое сечение , А
, А F', сечение , кВ сечение сечение
А1 301,82 2х185/29 153,2 2х185/29 2х185/29 2х185/29
122,7 111,50 120/19 157,24 120/19 84,307 120/19 120/19
11,72 10,655 70/11 162,7 70/11 -26,63 120/19 120/19
В4 210,2 191,04 2х120/19 157,24 2х120/19 138,67 2х120/19 2х120/19
В5 138,7 126,06 150/24 150/24 401,41 150/24 150/24
А5 69,41 63,099 70/11 162,7 70/11 540,08 240/32 240/32
В1 208,1 189,16 240/32 150,56 240/32 306,18 240/32 240/32
В3 12,53 11,386 70/11 162,7 70/11 -248,5 70/11 70/11
174,3 158,48 185/29 153,2 185/29 55,468 185/29 185/29

 

ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ СРАВНЕНИЕ ВАРИАНТОВ СЕТИ.

6.1 Капитальные затраты.

Определим капитальные затраты К, т.уде. для вариантов сети:

 

 

где - стоимость подстанций, т.уде.;

- стоимость линий электропередач, т.р.

6.1.1 Капитальные затраты на линии:

 

 

где - стоимость одного км линии, т.р., выбираем по [1, стр326-329] для одноцепных и двехцепной линий 110кВ, материал опор - сталь, район по гололеду - IV. Результаты расчета заносим в таблицу:

 

Таблица 6.1- Капитальные затраты на сооружение линий
  Линия сечение ,км , т.уде. , т.уде. , т.уде.
Вариант 1 А1 240/32 28,395 21,7 616,2 5041,33  
70/11 34,17 21,5 734,7
120/19 26,655 20,6 549,1
В3 2х 185/29 23,475 31,8 746,5
В4 70/11 28,335 21,5 609,2
185/29 25,26 530,5
А5 2х150/24 27,915 31,6 882,1
185/29 17,355 21,5 373,1
Вариант 2 А1 2х185/29 18,93 31,8 4724,81  
120/19 22,78 20,6 469,3
120/19 17,77 20,6 366,1
В4 2х120/19 37,78
В5 150/24 30,63 20,6
А5 240/32 18,61 21,7 403,8
В1 240/32 22,87 21,7 496,3
В3 70/11 15,65 21,5 336,5
185/29 11,57 21,5 248,8

 

6.1.2 Капитальные затраты на подстанции.

Определим стоимость подстанций по формуле:

 

 

где - стоимость открытых распределительных устройств, т.уде., по [1, стр333];

- стоимость трансформаторов, т.уде., [1, табл. 9.19];

- стоимость закрытых распределительных устройств, т.уде., по [1, табл. 9.17];

- постоянные затраты, т.уде., по [1, табл. 9.35].

Результаты расчета заносим в таблицу.

 

  Таблица 6.2- Капитальные затраты на сооружение ПС  
Узел , т.уде. , т.уде. , т.уде. , т.уде. т.уде.
5,4
В
А
               

 

Капитальные затраты для вариантов сети:

 

 

 

6.2 Приведенные затраты.

Определим приведенные затраты , т.уде., для варианта 1 по формуле:

 

 

где И - издержки на эксплуатацию, т.уде. состоят из издержек на эксплуатацию линий и подстанций ;

- коэффициент приведения будущих эксплуатационных издержек к будущему году, определяется по формуле:

 

где Е - процентная ставка рефинансирования, Е=0,14.

6.2.1 Издержки на эксплуатацию линий.

Определим издержки на эксплуатацию линий , т.уде., по формуле:

 

 

где

- доля отчислений на амортизацию, техническое обслуживание и ремонт линий, ;

- нагрузочные потери, кВтч, определяем по формуле:

 

 

 

где - сопротивление 1 км линии, принимаем по [2, стр. 282];

- время потерь.

 

Таблица 6.3- Издержки на эксплуатацию линий
Линия марка провода , км , А , Ом , МВтч , т.уде , т.уде т.уде.
Вариант 1
А1 240/32 28,395 220,14 0,12 975,02 616,2 41,628 307,6  
70/11 34,17 1,7313 0,428 0,2588 734,7 20,577
120/19 26,655 112,67 0,249 497,47 549,1 27,811
В3 2х 185/29 23,475 334,54 0,081 1256,5 746,5 52,316
В4 70/11 28,335 42,602 0,428 129,96 609,2 20,307
185/29 25,26 181,27 0,162 793,97 530,5 34,702
А5 2х150/24 27,915 319,94 0,099 1670,3 882,1 66,458
185/29 17,355 174,33 0,428 1332,9 373,1 43,77
Вариант 2
А1 2х185/29 18,93 0,081 997,96 41,804 259,3  
120/19 22,78 122,66 0,249 503,88 469,3 25,737
120/19 17,77 11,721 0,249 3,5893 366,1 10,339
В4 2х120/19 37,78 210,15 0,125 1226,5 63,457
В5 150/24 30,63 138,67 0,198 688,6 34,882
А5 240/32 18,61 69,409 0,12 63,527 403,8 12,896
В1 240/32 22,87 208,08 0,12 701,61 496,3 31,436
В3 70/11 15,65 12,525 0,428 6,2048 336,5 9,5764
185/29 11,57 174,33 0,428 888,59 248,8 29,18

 

6.2.2 Издержки на эксплуатацию подстанций.

Определим издержки на эксплуатацию подстанций , т.уде., по формуле:

 

 

где ;

;

- издержки на потери электроэнергии, т.уде., определим по формуле:

 

 

где , потери холостого хода и нагрузочные потери в трансформаторах, кВтч, определяются по формуле:

 

 

где n - число трансформаторов на подстанции;

, - параметры трансформаторов, принимаем по [2, стр. 287]

 

  Таблица 6.4- Издержки на потери элкектроэнергии ПС
  тип трансформатора n, шт , кВт , МВтч , кВт S, МВА Sн, МВА , МВтч , т.уде. , т.уде.  
ТДТН-40000/110 753,4 32,48 31,81 356,59    
ТДН-16000/110 332,9 15,08 297,2 15,75  
ТРДН-40000/110 630,7 30,16 384,9 25,39  
ТДТН-25000/110 18,85 268,5 18,54  
ТДТН-25000/110 18,85 268,5 18,54  
ТМ-6300/35 9,2 161,2 46,5 10,56 6,3 513,8 16,88  
В ТРДН-40000/110 630,7 39,68 666,4 32,43  
А ТРДЦН-125000/110 80,95 197,3  

 

Издержки на эксплуатацию подстанций:

 

 

Приведенные затраты:

 

 

 

 

Приведенные затраты обоих вариантов отличаются на 4,37 %, в связи с этим принимаем для дальнейшего расчета двухконтурную схему, вариант 2, как более надежную.