Расчет распределительной сети : Курсовая работа (т) по Физика

Рубрикатор

Физика

Курсовые работы (т)

Расчет распределительной сети

МОСКОВСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ ПУТЕЙ СООБЩЕНИЯ

(МИИТ)

КАФЕДРА: Электроснабжение электрических железных дорог

КУРСОВАЯ РАБОТА

По дисциплине:

«Электрические сети и энергосистемы»

Выполнил:

студент гр. АЭЛ-312 Боровик М. С.

Проверил:

Профессор Чернов Ю.А.

Москва 2009 г.

Содержание

Исходные данные

. Определение расчётных нагрузок и выбор мощности трансформаторов трансформаторного пункта

. Выбор конфигурации и сечения проводов сети 0,38 кВ

. Расчёт сечения проводов линии 10 кВ

. Определение себестоимости передачи электроэнергии в сети 0,38 кВ

. Выбор сечения проводов линии 110 кВ

6.Определение возможности обеспечения уровня напряжения на шинах понизительной районной подстанции с помощью РПН

Приложение: схема сети узла с основными параметрами

Исходные данные

Расчет распределительной сети

1.Расположение нагрузок узла по схеме №1;

2.Установленные мощности потребителей узла и расстояния между ними принимаются по варианту №3;

.Номинальное напряжение сети 110; 10; 0,38 кВ;

.Характер нагрузки:

а) мастерские - 80% силовая, 20% осветительная;

б) культурно - бытовые учреждения (КБУ) - 30% силовая, 70% осветительная;

в) посёлок - 100% осветительная.

. Коэффициент спроса нагрузок:

а) силовая ;

б) осветительная .

. Мастерские питаются по замкнутой кабельной линии, проложенной в траншее. Остальные потребители - от воздушной линий.

. Расстояние от районной подстанции до ТП узла 6 км;

. Расчётная нагрузка прочих потребителей узла при ;

. Число часов использования максимальной нагрузки узла ч в год;

. Стоимость электроэнергии р/кВт?ч;

. Опоры деревянные с железобетонными приставками;

. Климатический район - 3;

. . Категория грунта - 1.

Расчёт питающей сети

1.Напряжение на генераторных шинах электростанции при максимальной нагрузке 10,8 кВ.

2.Длина линии передачи 70 км.

3.Максимальная нагрузка района при .

.Мощность трансформаторов:

а) повышающий ;

б) понижающий .

.Число часов использования максимальной нагрузки района ч в год.

I. Определение расчетных нагрузок и выбор мощности трансформаторов трансформаторного пункта

. Мастерские

.1 Расчетная активная силовая нагрузка

Расчетная активная осветительная нагрузка

Расчетная активная нагрузка мастерских

Расчетная реактивная нагрузка мастерских

, , тогда

В итоге.

.2 Культурно - бытовые учреждения (КБУ)

Расчетная активная силовая нагрузка

Расчетная активная осветительная нагрузка, кВт

Расчетная активная нагрузка КБУ

Расчетная реактивная нагрузка КБУ

, , тогда

В итоге .

.3 Поселок

Расчетная активная осветительная нагрузка

Так как домов в поселке 10 и их мощность, то имеет место следующая формула:

Расчетная активная нагрузка посёлка

Расчетная реактивная нагрузка посёлка

Так как косинус равен единице, то расчетная реактивная нагрузка поселка равна нулю.

.4 Выбор мощности трансформаторного пункта

Расчетная активная нагрузка трансформатора

Расчетная реактивная нагрузка трансформатора

Расчетная полная мощность трансформатора

Выбор трансформатора

Выбираем 2 трансформатора мощностью по 100 кВА.

Так как коэффициент перегрузки трансформатора меньше 40%, то выбираем трансформаторы мощностью 100 кВА ( 2 трансформатора ).

.5 Расчетные активные и реактивные нагрузки объекто

Расчетная, активная нагрузка i-ой мастерской

Установочную мощность мастерских:

при этом ,учитывая что , тогда

Расчетная реактивная нагрузка i-ой мастерской

при этом , учитывая что, тогда

Расчетная активная нагрузка i-ого КБУ

при этом , учитывая что , тогда

Расчетная реактивная нагрузка i-ого КБУ

при этом , учитывая что, тогда

Расчетная активная нагрузка i-ого дома поселка

исходя из того, что в поселке десять домов.

, при этом .

2. Выбор конфигурации и сечения проводов сети 0,38 кВ

.1 Культурно - бытовые учреждения (КБУ)

Определение допустимой потери напряжения от пункта питания наиболее удаленных приемников в режиме наибольших нагрузок.

от

Потери напряжения в сети.

Потери напряжения от реактивной нагрузки на реактивном сопротивлении.

- среднее значение индуктивного сопротивления для воздушной линии до .

Длины участков указаны в метрах исходя из рисунка на миллиметровке.

Допустимые потери напряжения от активной нагрузки на активных сопротивлениях.

Определение искомой площади сечения проводов линии.

- проводимость ,

Выберем сечение провода А-25.

Проверка выбранного сечения на нагрев

Так как допустимый ток для марки А-25 - 135 А, то выбранное сечение проходит по нагреву.

Поселок.

Учитывая исходные данные, отметим, что установленная мощность одного дома поселка .Заменим исходную нагрузку эквивалентной нагрузкой и расположим ее в середине участка. Заметим , что заменяемых участка два , это видно из рисунка.

Длины участков указаны в метрах исходя из рисунка на миллиметровке

Определение допустимой потери напряжения.

от

Потеря напряжения в сети.

, т.к .

Потеря напряжения от реактивной нагрузки.

Допустимые потери напряжения от активной нагрузки на активных сопротивлениях.

Определение искомой площади сечения проводов линии.

Выбираем сечение провода А-35.

Проверка выбранного сечения на нагрев.

Так как допустимый ток для марки А-35 - 170 А, то выбранное сечение проходит по нагреву.

Мастерские.

Для мастерских спроектирована замкнутая кабельная линия, так как она более надежна в случае аварии

рис 1.

сеть трансформатор нагрузка провод

,,,,.

Расчет активной мощности.

Активная мощность источника А:

длины и указаны в соответствии с рисунком на миллиметровке.

Активная мощность источника В:

Проверка:

, верно.

Расчет реактивной мощности.

Реактивная мощность источника А:

Реактивная мощность источника В:

Проверка:

, верно.

==43,01

==24,19

Результирующая схема распределения мощностей.

рис 2.

Теперь рассчитаем одну из схем, например схему распределения мощности от источника А.

Допустимые потери напряжения.

Потери напряжения в сети.

Потери напряжения от реактивной нагрузки на реактивном сопротивлении.

Рассчитаем реактивную мощность идущую от точки А к потребителям:

- среднее значение индуктивного сопротивления для воздушной линии до .

, тогда

Допустимые потери напряжения от активной нагрузки на активных сопротивлениях.

Определение искомой площади сечения проводов линии.

Рассчитаем активную мощность идущую от источника А к потребителям:

=-, тогда

Выберем кабель ААБ-25.

Проверка по допустимой потере напряжения в аварийном режиме.

В аварийном режиме допускается потеря напряжения 10% от номинального, следовательно:

от

При аварийном режиме считаем, что вышел из строя участок А , т.к в нормальном режиме работы по нему передается в сеть наибольшая мощность, в отличии от источника В .

рис 3.

Далее рассчитаем активную мощность , поступающую от источника В к потребителям:

Теперь рассчитаем потери напряжения для кабеля ААБ-25, учитывая что

По потерям напряжения данный кабель подходит т.к .

Проверка выбранного сечения на нагрев.

Так как допустимый ток для марки ААБ-25 - ? А, то выбранное сечение проходит по нагреву.

. Расчет сечения проводов линии 10 кВ

От районной подстанции следует спроектировать двухцепную, воздушную линию напряжением 10 кВ. Сечение проводов линии напряжением от 1 кВ до 220 кВ включительно выбирается по экономической плотности тока и проверяется по условиям допустимой потери напряжения и допустимого нагрева в нормальном и аварийном режимах.

Для воздушных сетей 10 кВ допускаемая потеря напряжения равна 7% - в нормальном режиме и 12% - в аварийном.

Определение нагрузки линии 10 кВ.

Далее определим полную мощность узла

, ,

Определим полную мощность прочих потребителей

Тогда исходя из этого

, , .

Выбор сечения линии 10 кВт.

Найдем экономическое сечение одного провода двухцепной линии.

Тогда экономическое сечение всей линии

Выберем провод А-35

Проверка по условию допустимой потере напряжения в нормальном и аварийном режимах.

В нормальном режиме:

В аварийном режиме:

Для провода А-35 ,, а длина линии

Рассчитаем допустимые потери напряжения в аварийном режиме:

По потерям напряжения провод проходит и в нормальном режиме и в аварийном.

Проверка выбранного сечения на нагрев.

Так как допустимый ток для марки А-35 - 170 А, то выбранное сечение проходит по нагреву.

4. Определение потерь энергии в линиях 0,38кВ и в ТП

Стоимость отдельно стоящих ТП 10/0,4 включающих в себя трансформаторы мощностью 100 кВА равна 12350 руб.(приложение 3)

Годовые потери электроэнергии в трансформаторах определяем по формуле

- число параллельно работающих трансформаторов на подстанции;

- потеря активной мощности в стали трансформатора;

- потеря активной мощности в меди обмоток трансформатора при номинальной нагрузке

- время, в течение которого трансформатор находится под напряжением.

- наибольшая, полная мощность, преобразуемая трансформаторами подстанции;

- номинальная мощность одного трансформатора.

Для силового электрического оборудования и распределительных устройств

Время в работе можно принять равным 8760ч.

Исходя из приложения 1 для трансформатора ТМ - 100/10

Из методических указаний, исходя из приложения 3, берем:

6,74 тыс. руб - стоимость оборудования, монтажа и материалов .

,61 тыс. руб - стоимость строительной части для этого же провода.

. Выбор сечения проводов линии 110 кВ

.1 Нагрузка трансформаторов понижающей подстанции Т2

Из исходных данных берем

Тогда , исходя из этого

, см. п. 3.1.1.

5.2 Потери мощности в трансформаторах подстанции

На подстанции расположены понижающие трансформаторы мощностью МВА.

Потери активной мощности в трансформаторах.

для вышеуказанного трансформатора берем данные из приложения 1.

, в результате

Потери реактивной мощности.

5.3 Нагрузка в конце линии

5.4 Выбор сечения линии 110 кВ

Сечение проводов выбирается по экономической плотности тока

Найдем экономическое сечение одного провода двухцепной линии.

Тогда экономическое сечение всей линии

Согласно ПУЭ по условиям потерь для воздушных линий 110 кВ рекомендуется принимать ближайшую величину сечения провода, учитывая это факт выберем провод АС-120.

5.5 Проверка выбранного сечения нагрев

Окончательно принимаем провод АС-120

6. Определение возможности обеспечения желаемого уровня напряжения на шинах понижающей подстанции с помощью РПН

Согласно ГОСТ двух- и трехобмоточные понижающие трансформаторы, присоединяемые к линиям 110 кВ мощностью 6,9 МВА и выше, должны иметь переключающие устройства для регулирования напряжения под нагрузкой (РПН) изменением числа витков в нейтрали высокого напряжения в пределах девятью ступенями по 1,78% ( ).

ПУЭ предписывает на шинах вторичного напряжения районных подстанций при наибольших нагрузках иметь напряжение на 5% выше номинального напряжения линии, а при наименьших - номинальное напряжение.

.1. Схема замещения питающей сети и ее параметры

Активное сопротивление трансформаторов.

Для трансформаторов линии 110 кВ номинальное напряжение первичной обмотки равно 115 кВ.

значения, которые подставляются в формулу берем из п. 5.2.1.

Заметим что

Реактивные сопротивления трансформаторов

Заметим что

Сопротивление и проводимость линии.

Для провода АC-120.,учитывая, что среднегеометрическое расстояние между проводами равно 4 м, .

6.2 Определение напряжения на высокой стороне в режиме максимальных нагрузок

Потери мощности в ветви намагничивания трансформатора.

Мощность, подводимая к первичным обмоткам понизительного трансформатора, без учета мощности холостого хода, протекающей по ветви намагничивания трансформатора.

, см п.5.3.

Мощность в конце линии с учетом половины ее зарядной емкостной мощности.

Потери мощности в линии 110кВ.

Потери активной мощности.

Потери полной мощности.

Мощность в начале линии с учетом потерь.

Потери мощности в меди повышающего трансформатора.

Потери активной мощности.

Потери реактивной мощности

Потери полной мощности.

Мощность, подводимая к первичным обмоткам повышающего трансформатора, без учета мощности холостого хода, протекающей по ветви намагничивания.

Напряжение на генераторных шинах, приведенное к высокой стороне в режиме максимальных нагрузок.

Номинальное напряжение повышающего трансформатора, присоединенного к генератору, равно номинальному напряжению генератора, которое на 5% выше номинального напряжения линии, соединяющей генератор и трансформатор. Номинальное напряжение вторичной обмотки повышающего трансформатора на 10% выше номинального напряжения линии, присоединенной к его вторичной обмотке.

Напряжение в начале линии.

, см. п.6.2.8.

Напряжение в конце линии.

, см. п.6.2.5.

Напряжение на вторичной стороне понижающего трансформатора, приведенное к высокой стороне.

, см. п.6.2.2,

Напомним что, а

Напряжение на вторичной стороне понижающего трансформатора в режиме минимальной нагрузки.

Номинальный коэффициент понижающего трансформатора.

Желаемый коэффициент трансформации понижающего трансформатора.

В режиме максимальной нагрузки.