Если у вас возникли сложности с курсовой, контрольной, дипломной, рефератом, отчетом по практике, научно-исследовательской и любой другой работой - мы готовы помочь.
Предоплата всего
Подписываем
Міністерство освіти і науки України
Івано – Франківський національний технічний університет
нафти і газу
Бурштинський енергетичний коледж
МЕТОДИЧНІ ВКАЗІВКИ
для виконання курсового проекту з навчальної дисципліни «Електричні мережі електричних систем»
на тему « Місцева електрична мережа»
Підготували: Дремлюга В.А.
Шарабуряк І.В.
Розглянуто на засіданні циклової комісії електротехнічних дисциплін
24 вересня 2013
Голова ЦМК Б.Й. Боднар.
2013
Дремлюга В.А, Шарабуряк І.В.
Методичні вказівки для виконання курсового проекту місцевої електричної мережі, яка одержує живлення від районної електричної мережі.
Методичні вказівки інформують про основні розрахунки та обґрунтування прийнятих рішень для забезпечення допустимої втрати напруги в МЕМ і бажаного рівня напруги в РЕМ при економічній надійній роботі з електропостачання споживачів. Вибирається оптимальний варіант схеми мережі за техніко-економічним розрахунком. Регулюється напруга на шинах підстанції РЕМ згідно зустрічного принципу.
Приводяться приклади розрахунків.
Для студентів і викладачів коледжу.
ЗМІСТ
1 Компенсація реактивної потужності споживачів
2 Вибір типу і потужності силових трансформаторів
3 Складання варіантів схем електричної мережі і електричний розрахунок двох із них при максимальному навантаженні
4 Техніко-економічне порівняння двох вибраних варіантів схеми проектованої електричної мережі
5 Кінцевий електричний розрахунок оптимального варіанта схеми проектованої електричної мережі
6 Визначення напруги на шинах підстанцій у всіх режимах і вибір способів регулювання напруги
Висновки та енергозбереження
Перелік посилань
3
ВСТУП
Дати коротку інформацію про електроенергетику та електропередачу України. Описати призначення мережі, яка проектується, кліматичний район розміщення, конструктивне виконання ліній, характеристику споживачів.
Наприклад:
Енергетика є однією з основних галузей суспільного виробництва і відіграє провідну роль у розвитку національної економіки, здійсненні технічного прогресу і підвищенні рівня життя людей. Широке застосування електричної енергії в промисловості, сільському господарстві, на транспорті, у побуті та інших сферах зумовлене простотою її передачі на значні відстані і перетворення в інші види енергії – механічну, теплову, світлову тощо.
Джерелами електричної енергії є електричні станції, які перетворюють енергію палива, води та нетрадиційних джерел в електричну енергію. Теплофікаційні електричні станції поряд з електричною виробляють теплову енергію.
До електричної мережі ставлять такі вимоги:
- забезпечення необхідної надійності електропостачання;
- забезпечення відповідної якості електроенергії;
- економічність при будівництві та експлуатації;
- забезпечення необхідних вимог техніки безпеки.
В курсовому проекті треба забезпечити бажані напруги на шинах підстанцій РЕМ і допустимі втрати напруги в МЕМ, вибравши електричну схему мережі, типи трансформаторів і марки проводів, використавши компенсацію реактивної потужності споживачів і регулювання напруги.
Передбачаються повітряні електричні лінії на залізобетонних опорах зі сталеалюмінієвими та алюмінієвими проводами і гірляндами скляних підвісних ізоляторів та штировими скляними для ПЛ МЕМ.
Дана мережа 150кВ призначена для живлення районної підстанції ,від якої живиться МЕМ 10кВ з трьома ТП. Живить споживачів І, ІІ, ІІІ категорій за надійністю живлення. Мережа знаходиться в І кліматичному районі з ожеледі.
Для безпечності електричних мереж на опорах ліній і огорожах підстанцій вивішуються попереджувальні і заборонні плакати. Негативний екологічний вплив мережі зменшуємо раціональним використанням земель сільськогосподарського призначення.
4
Для компенсації реактивної потужності застосовуємо комплектні конденсаторні установки. Вони прості в конструкції та експлуатації. Зменшення перетоків реактивної потужності в лініях і трансформаторах зменшує втрати напруги та електроенергії. Це покращує умови передавання електроенергії, якість електроенергії за напругою та економічні показники роботи мережі.
Реактивну потужність компенсації визначаємо за формулою
(1.1)
де: Р- активна потужність навантаження,
- заданий коефіцієнт реактивної потужності,
- бажаний коефіцієнт реактивної потужності.
Із таблиці 10.22 [2] вибираємо ККУ типу … з одиночною потужністю Q1K
Кількість ККУ за формулою
(1.2)
Беремо парне більше число для резерву потужності компенсації nр.
Робоча потужність компенсації (1.3)
Реактивна потужність на шинах підстанції з урахуванням компенсації
(1.4)
Повна потужність на шинах за формулою
(1.5)
Розрахункова потужність на шинах
. (1.6)
5
2 ВИБІР ТИПУ І ПОТУЖНОСТІ СИЛОВИХ ТРАНСФОРМАТОРІВ
Повну потужність підстанції визначаємо за формулою:
(2.0)
(2.1)
Перевіримо завантаження трансформатора в нормальному та після- варійному режимах
(2.2)
(2.3)
Рисунок 2.1- Схема заміщення двохобмоткового трансформатора
(2.4)
; (2.5)
; (2.6)
; (2.7)
Для двох трансформаторів, які паралельно працюють
(2.8)
(2.9)
(2.10)
(2.11)
Рисунок 2.1- Схема заміщення трьохобмоткового трансформатора
Визначення параметрів трансформаторів:
Втрати активної потужності в сталі магнітопроводу за (2.4):
Втрати на намагнічування за (2.5):
Активний опір трансформатора:
(2.12)
Реактивний опір трансформатора:
(2.13)
(2.14)
(2.15)
Для двох паралельних трансформаторів: (2.8; 2.9; 2.10; 2.11)
Всі дані розрахунку параметрів трансформаторів заносимо в таблицю 2.1
Рисунок 2.3 – Схема заміщення двохобмоткового трансформатора з розщепленою обмоткою НН
Формули для розрахунку параметрів двохобмоткового трансформатора з розщепленою обмоткою низької напруги
Таблиця 2.1-Паспортні дані і параметри схеми заміщення трансформаторів
|
Sрозр,МВА |
Кількість і тип трансфо- рматорів |
Паспортні дані |
Розрахункові дані |
||||||||||
|
ΔPxx, кВт. |
ΔPк, кВт |
Iх, % |
Uк, % |
1-трансформатора |
2-х паралельних |
||||||||
|
ΔPст,МВт |
ΔQµ, Мвар |
Rт, Ом |
Хт, Ом |
ΔPст, МВт |
ΔQµ, Мвар |
Rт, Ом |
Хт, Ом |
||||||
Потужності на шинах НН і СН підстанції
(2.16)
(2.17)
В режимі мінімальних навантажень конденсаторні батареї вимкнені.
Таблиця 2.2- Зведені потужності трансформаторів при максимальних навантаженнях
|
Назва |
Максимальне навантаження |
|
|
P, МВт |
Q,Мвар |
|
|
Потужність на шинах НН |
||
|
Втрати потужності в обмотках НН |
||
|
Потужність на початку обм. НН |
||
|
Потужність на шинах СН |
||
|
Втрати потужності в обм. СН |
||
|
Потужність на початку обм. СН |
||
|
Потужність в кінці обмоток ВН |
||
|
Втрати потужності в обм. ВН |
||
|
Потужності на поч. обм. ВН |
||
|
Втрати потужності в сердечнику |
||
|
Зведена потужність |
Продовження таблиці 2.2 – Зведені потужності трансформаторів при мінімальних навантаженнях
|
Назва |
Мінімальне навантаження |
||
|
P, МВт |
Q,Мвар |
||
|
Потужність на шинах НН |
|||
|
Втрати потужності в обмотках НН |
|||
|
Потужність на початку обмоток НН |
|||
|
Потужність на шинах СН |
|||
|
Втрати потужності в обмотках СН |
|||
|
Потужність на початку обмоток СН |
|||
|
Потужність в кінці обмоток ВН |
|||
|
Втрати потужності в обмотках ВН |
|||
|
Потужність на початку обмоток ВН |
|||
|
Втрати потужності в сердечнику |
|||
|
Зведена потужність |
8
3 СКЛАДАННЯ ВАРІАНТІВ СХЕМ ЕЛЕКТРИЧНОЇ МЕРЕЖІ І ЕЛЕКТРИЧНИЙ РОЗРАХУНОК ДВОХ З НИХ ПРИ МАКСИМАЛЬНОМУ НАВАНТАЖЕННІ
3.1 Намічаємо декілька можливих варіантів структурних схем, враховуючи категорії споживачів за надійності живлення та вимоги до складання схем для електричного розрахунку. Можливі схеми кільцева, магістральна і радіальна.
Для зручності порівняння проводимо в табличній формі.
Приклад:
Таблиця 3.1 – Порівняння варіантів схем електричної мережі
|
№ п/п |
Електрична схема |
Довжина ліній МЕМ,км |
Кількість вимикачів |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
|
1 |
25 |
6 |
|
|
2 |
20,5 |
4 |
9
Продовження таблиці 3.1
|
1 |
2 |
3 |
4 |
|
3 |
29 |
8 |
|
|
4 |
24,5 |
6 |
Вибираємо варіанти 2 і 4 з меншою довжиною ліній мережі 10 кВ і меншою кількістю вимикачів 10 кВ для електричного розрахунку.
В кільцевій схемі на напрузі 10кВ ТП застосовуємо схему містка з роз’єднувачами в лініях і перетинці; та запобіжниками в колах трансформаторів, а на НН – одиночну секціоновану систему шин з автоматами та рубильниками. В магістральній і радіальній схемах на напрузі 10кВ ТП застосовані схеми блоків лінія - трансформатор з роз’єднувачами й запобіжниками.
В схемах містка і блока застосована ремонтна перетинка, яка буде використовуватися для оперативних перемикань.
10
Рисунок 3.1- Кільцева схема МЕМ і радіальна РЕМ (варіант 2).
11
Рисунок 3.2 – Кільцева і радіальна схема МЕМ і радіальна РЕМ (варіант 4).
12
3.2 Електричний розрахунок мережі 10 кВ варіанта 2 при максимальному навантаженні
Економічний переріз проводу розраховуємо за економічною густиною струму і вибираємо алюмінієві проводи марок А із таблиці 7.33[2]. Із таблиці 10.1[2] je=1,1A/мм2 при Тмакс=3700год.
(3.1)
Струм в лінії
(3.2)
Перевіряємо вибрані марки проводів на нагрівання в нормальному та післяаварійному режимах Ідоп ≥ Іл (3.3)
Рисунок 3.3 – Розрахункова схема варіанта 2
Знаходимо потужності на ділянках від джерела за правилом моментів
(3.4)
(3.5)
За першим законом Кірхгофа знаходимо потужності на інших ділянках замкнутої мережі.
На підстанції 2 – точка розподілу потужностей.
А 240;
А 25 за умовою механічної міцності
А 70;
А 185.
Вибираємо алюмінієві проводи для повітряних електричних ліній з . Розраховуємо параметри за схемою заміщення.
Рисунок 3.4 – Схема заміщення лінії МЕМ 10 кВ
(3.6)
; (3.7)
Розраховуємо параметри лінії А1.
Всі параметри розраховуємо аналогічно і заносимо в таблицю 3.2
Перевіримо вибрані марки проводів на втрату напруги до точки розподілу потужності замкненої схеми:
(3.8)
Умова виконується, то перевіряємо провідники на нагрівання:
Ідоп з [2, табл. 7.33÷7.35]
Ділянка А1
Аналогічно проводимо перевірки на інших ділянках. Всі вибрані проводи відповідають умові нагрівання.
Проводимо такі ж перевірки (на допустиму втрату напруги і на нагрівання) для варіанта в післяаварійному режимі. Відключаємо лінію 3А´.
Рисунок 3.5 – Розрахункова схема мережі в післяаварійному режимі
Умова не виконується, необхідно збільшити перерізи проводів на ділянках.
На ділянці А1 А 300.
На ділянці 12 А 240.
На ділянці 23 А 240.
Розраховуємо втрату напруги в післяаварійному режимі
Умова виконується.
Перевірку на нагрівання проводимо в таблиці 3.2. На всіх ділянках умова виконується.
3.3 Електричний розрахунок варіанта 4
Рисунок 3.6 – Розрахункова схема варіанта 4
А 150;
А 25 за умовою механічної міцності
А 95;
2хА 70.
Параметри заносимо в таблицю 3.2
Проводимо перевірку на допустиму втрату напруги
Умова на допустиму втрату напруги в нормальному режимі виконується.
Проводимо перевірку в післяаварійному режимі. Відключаємо одне коло лінії А´3 і лінію А´2.
Рисунок 3.7 - Електрична схема мережі в післяаварійному режимі
Умова не виконується. Необхідно збільшити перерізи проводів на ділянках.
Умова виконується.
На ділянці 12 збільшуємо переріз до А 50.
Умова виконується.
Розрахунок лінії РЕМ 150 кВ.
Рисунок 3.8 – Розрахункова схема живлячої лінії 150 кВ
Вибираємо сталеалюмінієвий провід АС 120 за умовою корони.
Знаходимо параметри лінії за схемою заміщення і формулами
2, таблиця 7,35
2, таблиця 7,41
2, таблиця 7,42
Рисунок 3.7 – Схема заміщення лінії 150 кВ
16
(3.9)
Для двох паралельних ліній
(3.10)
(3.11)
(3.12)
Результати зводимо в таблицю 3.3
Таблиця 3.2 – Параметри ліній 10 кВ
|
вар |
Лінія |
Марка проводу |
, км |
Паспортні дані |
Розрахункові дані |
|||||
|
, Ом/км |
, Ом/км |
Ідоп, А |
Rл, Ом |
Хл, Ом |
Іл, А |
ΔU, кВ |
||||
|
2 |
А - 1 |
А 300 |
4,5 |
0,1 |
0,298 |
680 |
0,45 |
1,3 |
191 |
0,56 |
|
1 - 2 |
А 240 |
6 |
0,123 |
0,305 |
590 |
0,7 |
1,83 |
18,7 |
||
|
2 - 3 |
А 240 |
6 |
0,123 |
0,305 |
590 |
0,7 |
1,83 |
55 |
0,59 |
|
|
3 - А´ |
А 185 |
4 |
0,161 |
0,313 |
500 |
0,64 |
1,25 |
167 |
||
|
4 |
А-1 |
А 150 |
4,5 |
0,198 |
0,319 |
440 |
0,89 |
1,44 |
154 |
0,35 |
|
1-2 |
А 50 |
6 |
0,588 |
0,355 |
215 |
3,5 |
2,13 |
18,9 |
0,63 |
|
|
А´-2 |
А 95 |
6 |
0,315 |
0,332 |
320 |
1,89 |
1,99 |
92 |
||
|
А´-3 |
2хА 70 |
2х4 |
0,42 |
0,341 |
265 |
1,68/0,84 |
1,36/0,68 |
112 |
0,2 |
Для паралельних ліній за формулами 3.10 та 3.11
Таблиця 3.3 – Параметри лінії 150 кВ
|
Лінія |
Марка проводу |
l, км |
Паспортні дані |
Розрахункові дані |
|||||
|
r0, Ом/км |
x0, Ом/км |
b0·10-6 Cм/км |
Iдоп А |
Rл/R(2) Ом |
Xл/Х(2) Ом |
Qв/QВ(2) Мвар |
|||
|
ДА |
АС 120/19 |
70 |
0,249 |
0,43 |
2,67 |
390 |
17,43 8,7 |
30 15 |
4,2 8,4 |
17
4 ТЕХНІКО-ЕКОНОМІЧНЕ ПОРІВНЯННЯ ДВОХ ВИБРАНИХ ВАРІАНТІВ СХЕМ ПРОЕКТОВАНОЇ ЕЛЕКТРИЧНОЇ МЕРЕЖІ
Метод зведених розрахункових затрат застосовуємо при умові, що технічні показники (надійність, довговічність, степінь автоматизації, зручність та безпека монтажу й експлуатації) обох варіантів рівноцінні. Кращим є варіант з меншими Ззв.
(4.1)
Ен=0,1 – коефіцієнт ефективності капіталовкладень.
(4.2)
4.1 Порівняння варіантів для ліній
(4.3)
[2, таблиця 10.15]
(4.4)
Втрати електроенергії в лінії і трансформаторі (4.5)
(4.6)
Розраховуємо втрати електроенергії в лініях (наприклад)
[2, таблиця 10.2]
- ціна втраченої 1 кВт·год;
Складаємо електричні схеми варіантів електричної мережі.
(4.7)
Коефіцієнт індексації цін Кінд=20грн./крб..
Результати заносимо в таблицю 4.1.
18
Таблиця 4.1- Розрахункові затрати для ліній
|
Варіант |
Лінія |
Марки проводів |
l, км |
К0, тис.крб./км |
К, тис.грн |
0%а%К 100 тис. грн |
W, кВтгод 103 |
Ц·W тис.грн |
Ен·К, тис.грн |
Зл тис.грн |
|
1 |
А-2 |
|||||||||
|
2-1 |
||||||||||
|
Всього |
||||||||||
|
3 |
А1 |
|||||||||
|
12 |
||||||||||
|
А2 |
||||||||||
|
Всього |
Для дальших розрахунків вибираємо 4 варіант з меншими зведеними розрахунковими затратами і меншими витратами кольорового металу.
19
Рисунок 4.1- Електрична схема варіанта 2.
20
Рисунок 4.2 – Електрична схема варіанта 4
21
5 КІНЦЕВИЙ ЕЛЕКТРИЧНИЙ РОЗРАХУНОК
ОПТИМАЛЬНОГО ВАРІАНТА СХЕМИ ЕЛЕКТРИЧНОЇ МЕРЕЖІ
За схемами заміщення районної електричної мережі розраховуємо уточнений розподіл потужностей в лініях для максимального і мінімального режимів та після аварійного режиму з урахуванням втрат потужностей в лініях і зарядних потужностей ліній. Для МЕМ 10кВ визначаємо перерізи провідників за умовою допустимої втрати напруги. Вибираємо запобіжники з плавкими вставками для захисту трансформаторів 10/0,4кВ на ТП.
5.1 Електричний розрахунок РЕМ в максимальному, мінімальному та післяаварійному режимах
Рисунок 5.1 – Схема заміщення лінії в максимальному режимі
Рисунок 5.2 – Схема заміщення лінії в мінімальному режимі
В післяаварійному режимі відключаємо одне коло лінії ДА. Розрахунок проводимо при максимальному навантаженні.
Рисунок 5.3 – Схема заміщення лінії в післяаварійному режимі
Електричний розрахунок лінії 150 кВ проводимо в табличній формі.
22
Таблиця 5.2 – Електричний розрахунок лінії ДА в трьох режимах
|
режим |
Потужність в кінці лінії S2´ |
Зарядна потужн в кінці лінії QВ2 |
Потужність в кінці ланки S2 |
Втрати потужності в лінії ΔS |
Потужн. на поч. ланки S1 |
Зарядна потужн в кінці лінії QВ1 |
Потужн. на поч. лінії S1 |
|
Макс |
5,85+j2,58 |
-j4,2 |
5,85-j1,62 |
0,01+j0,02 |
5,86-j1,60 |
-j4,2 |
5,86-j5,8 |
|
Мін |
2,64+j1,96 |
-j4,2 |
2,64-j2,24 |
0,005+j0,008 |
2,645-j2,232 |
-j4,2 |
2,645-j6,432 |
|
п/ав |
5,85+j2,58 |
-j2,1 |
5,85+j0,48 |
0,03+j0,05 |
5,88+j0,53 |
-j4,2 |
5,88-j3,67 |
Втрати потужності в лініях:
(5.1)
(5.2)
Розраховуємо коефіцієнти корисної дії максимального, мінімального та післяаварійного режимів.
(5.3)
5.2 Знаходимо перерізи провідників вибраного варіанта за допустимою втратою напруги
Задаємся
Визначаємо реактивну складову втрати напруги
(5.4)
Знаходимо активну складову втрат напруги
(5.5)
23
(5.6)
Метод постійного перерізу F= const
(5.7)
На ділянках замкненої мережі вибираємо провід А 95
На ділянці А3 - А 35
Перевіряємо на втрату напруги
Втрати напруги не перевищують допустимих значень.
Метод найменшої витрати провідникового матеріалу kp = const
(5.8)
вибираємо А 50
вибираємо А 70
вибираємо А 25
вибираємо А 35
Умова виконується на всіх ділянках мережі.
Метод найменших втрат потужності в лініях jp=const
; (5.9)
24
;
;
;
; (5.10)
;
;
; А 50
; А 70
; А 25
А 35
Перерізи на всіх ділянках вибрані такі ж як в попередньому методі. Робимо висновок, що умова на допустиму втрату напруги виконується.
25
Напруги в кінці ланки схеми заміщення розраховуємо за формулою
U2 = (6.1)
- поздовжня складова спаду напруги, (6. 2)
втрата напруги ;
- поперечна складова спаду напруги, (6.3)
яка мало впливає на величину напруги U2, тому в практичних
розрахунках нею нехтують;
де Pпоч. ,Qпоч. – активна і реактивна потужності на початку ланки схеми заміщення лінії та трансформатора; R,X - активний і реактивний опори ланки схеми заміщення.
(Наприклад)
Максимальний режим
Реактивна складова втрати напруги не впливає на дійсне значення напруги, тому можемо її не враховувати в розрахунках.
Напруга на шинах НН трансформатора
Мінімальний режим
;
;
Післяаварійний режим
;
.
26
Максимальний режим
Дійсне значення напруги на шинах НН трансформатора
не відповідає бажаному значенню
;
; приймаємо nроб = 3
- бажане.
Мінімальний режим
- бажане.
Післяаварійний режим
- бажане.
6.3 Вибираємо запобіжники для захисту ТП
Вибір запобіжників для ТП 10 кВ проводимо з [2, табл. 5.4].
Розраховуємо робочі струми на високій напрузі кожного навантаження.
Вибираємо запобіжник типу ПКТ 104-10-200-12,5У3
Вибираємо запобіжник типу ПКТ 104-10-100-31,5У3
Вибираємо запобіжник типу ПКТ 104-10-160-20У3
27
ВИСНОВКИ ТА ЕНЕРГОЗБЕРЕЖЕННЯ
Прийняті рішення і проведені розрахунки забезпечують бажані напруги в робочих режимах та в післяаварійному.
В проекті застосована кільцева схема мережі і радіальна 10кВ та радіальна двоколова 150кВ, що забезпечує необхідну надійність електропостачання споживачів. На підстанції А на напрузі 150кВ використана схема блоків лінія - трансформатор з вимикачами в лініях і перетинці. Компенсація реактивної потужності споживачів і регулювання напруги за зустрічним принципом покращили технічні й економічні показники роботи електромережі.
Енергозбереження в електромережі забезпечується зменшенням втрат потужності й електроенергії, напруги, втрат на експлуатацію застосуванням компенсації реактивної потужності, паралельних ліній і трансформаторів, замкнутих мереж, пристроїв РПН силових трансформаторів; зменшенням часу виконання ремонтів і збільшенням міжремонтних періодів роботи електромережі.
28
9 Довідник з електроустаткування електростанцій, підстанцій та мереж для курсового і дипломного проектування. Укладачі Боднар Б.Й., Дремлюга В.А., БЕК ІФНТУНГ, 2010
29