Размещено на http://www.allbest.ru/

«ПЕТЕРБУРГСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ ПУТЕЙ СООБЩЕНИЯ ИМПЕРАТОРА АЛЕКСАНДРА І »

Кафедра «Электроснабжение железных дорог»

Пояснительная записка к курсовой работе

«Электрический расчет распределительной сети 10 кВ железнодорожного узла»

Выполнил студент

Группа 14-ЭС-13

К.К. Бирюкова

Руководитель старший преподаватель

Б.П. Сорин

Санкт-Петербург

2015



Содержание

Введение

1. Выбор схем соединительной сети. Определение мощности трансформаторных подстанций

1.1 Выбор вариантов схем соединения сети

1.2 Определение мощности трансформаторной подстанции и выбор трансформаторов

2. Электрический расчет сети

2.1 Электрический расчет кольцевой сети

2.2 Электрический расчет комбинированной схемы (вариант 2)

2.3 Расчет магистрального участка цепи

3. Определение потерь электроэнергии в сети

3.1 Потери электроэнергии в трансформаторах

3.2 Потери электроэнергии в линиях

3.2.1 Потери электроэнергии в линиях кольцевой сети (схема № 1)

3.2.2 Потери электроэнергии в линиях кольцевой сети (схема № 2)

4. Технико-экономическое сопоставление вариантов

4.1 Технико-экономический расчет схемы соединения подстанций № 1

4.2 Технико-экономический расчет схемы соединения подстанций № 2

Заключение

Список используемой литературы



Введение

Цель курсовой работы - приобретение практических навыков проектирования устройств электрических сетей: изучение методов расчета электрических сетей для нормальных и послеаварийных режимов: изучение вопросов оценки технико-экономической эффективности капиталовложений в электрические сети.

Курсовой работой предусмотрен выбор конфигурации и расчет распределительной сети 10 кВ железнодорожного узла. В работе выполнены следующие разделы:

-определение мощности трансформаторных подстанций и выбор трансформаторов;

-составление и выбор вариантов схем соединений сети;

-электрический расчет сети;

-определение потерь энергии в сети;

-технико-экономическое сопоставление вариантов;

-составление схемы сети.



1. Выбор схем соединительной сети. Определение мощности трансформаторных подстанций

1.1 Выбор вариантов схем соединения сети

На основе технико-экономических расчетов в курсовом проекте необходимо выбрать вариант с оптимальной конфигурацией электрической сети.

На рисунке 1.1 показаны возможные вариант соединения распределительной сети 10кВ. Для электрического расчета необходимо отобрать 3 схемы, соответствующие условию минимальной длины распределительной сети.

Рисунок 1 - несколько возможных вариантов схем соединения подстанций



Рисунок 2

Для первого варианта схемы соединения подстанций:

Для второго варианта схемы соединения подстанций:

Для третьего варианта схемы соединения подстанций:

Для четвертого варианта схемы соединения подстанций:

км

Для пятого варианта схемы соединения подстанций:

Для шестого варианта схемы соединения подстанций:

Для седьмого варианта схемы соединения подстанций:

По результатам расчетов выбираем три оптимальных варианта конфигурации электрической сети, в нашем случае это схемы соединений подстанций под номерами 1, 2 и 5.



1.2 Определение мощности трансформаторных подстанций и выбор трансформаторов

В работе принято, что от ГПП и подстанций Б и В питаются электроприемники 1-й, 2-й и 3-й категорий, а от подстанций А и Г - электроприемники 2-й и 3-й категорий.

Мощность однотрансформаторной подстанции определяется максимальной нагрузкой трансформатора:

(1)

Мощность трансформаторов двухтрансформаторной подстанции выбирается так, чтобы при аварийном выходе одного трансформатора оставшийся воспринял бы на себя нагрузку потребителей 1-й и 2-й категорий с учетом допустимой перегрузки в аварийном режиме. В этом случае мощность одного трансформатора можно определить по формуле

(2)

где P_max - активная максимальная нагрузка подстанции, кВт; k - коэффициент характеризующий резервную мощность, которая заложена в трансформаторе при выборе его номинальной мощности. В настоящее время существует практика выбора номинальной мощности трансформатора для двухтрансформаторной подстанции исходя из значения k = 0,7; cos ц - коэффициент мощности нагрузки.

Для подстанций А и Г мощность , кВА, определяют по формуле:

(3)



Для двухтрансформаторных подстанций Б и В мощность , кВА, определяют по формуле (2)

Наибольшее значение S_Т, полученное по указанным условиям, принимается в качестве расчетного, затем по каталогу находятся ближайшее к расчетному стандартное значение номинальной мощности.

Таблица 1

ТП	n	Sp, кВА	Sн, кВА	ДP, кВт	Uk, %	Iхх, %
				Х.Х.	К.З.
А	1	666,6	1000	2,45	12,2	5,5	1,4
Б	2	325,58	400	0,98	5,5	4,5	2,1
В	2	388,88	400	0,95	5,5	4,5	2,1
Г	1	487,80	630	1,31	7,6	5,5	2



2. Электрический расчет сети

По каждому из трех выбранных вариантов выполняют электрический расчет, целью которого является определение сечений проводов на отдельных участках сети.

2.1 Электрический расчет кольцевой сети

1) Разрезают кольцевую сеть по источнику питания и представляют ее в виде линии с двухсторонним питанием (рисунок 3);

2) По заданной схеме расположения и значениям нагрузок, полагая сечение одинаковым во всей линии, находят распределение активных и реактивных мощностей по упрощенным формулам и наносят их на расчетную схему;

Реактивная мощность каждой подстанции:

(4)

Полная мощность каждой подстанции:

(5)

где P - активная мощность, кВт; Q - реактивная мощность, Вар.

Активная мощность ГПП1 относительно ГПП2:

(6)

Активная мощность ГПП2 относительно ГПП1:



(7)

Реактивная мощность ГПП1 относительно ГПП2:

(8)

Реактивная мощность ГПП2 относительно ГПП1:

(9)

Токи на отдельных участках линий:

	(10)

3) Вычисляют эквивалентный ток, А.

	(11)

4) Вычисляют экономическое сечение проводов

Поскольку значение экономической плотности тока зависит от годового числа часов использования наибольшей нагрузки, так как от распределительной сети питается четыре подстанции, каждая со своим временем использования максимальной нагрузки, то экономическая плотность тока определена по средневзвешенному времени использования наибольшей нагрузки.

	(12)

Где Т_м.св. - средневзвешенное время использования наибольшей нагрузки, ч; Т_м.к. - годовое число часов использования максимальной нагрузки, ч.; P_м.к. - мощность нагрузки, кВт.

Определяем экономическое сечение проводов по формуле, мм²:

Где I - расчетный ток линии, А; J_эк - экономическая плотность тока, ; в нашем случае она равна 1,1 А/мм².

5) Определяют потерю напряжения до точки раздела мощностей и сопоставляют ее с допускаемой.

6) Проверяют выбранное сечение по нагреву головного участка в послеаварийном режиме.

(15)

7) Проверяют выбранное сечение по допускаемой потере напряжения в послеаварийном режиме, принятой равной 12%.

(16)



Таблица 2

	Подстанции
	А	Б	В	Г
	0.9	0.88	0.9	0.82
	0.48	0.54	0.48	0.7
P, кВ	600	400	500	400
?, квар	288	216	240	280

Рисунок 3 - Расчетная схема

Реактивная мощность каждой подстанции по формуле (4):

Полная мощность каждой подстанции по формуле (5):

Активная мощность ГПП1 по формуле (6):

Активная мощность ГПП2 по формуле (7):



Проверка:

Реактивная мощность ГПП1 по формуле (8):

Реактивная мощность ГПП1 по формуле (9):

Проверка:

Токи на отдельных участках линий по формуле (10):

Эквивалентный ток по формуле (11):

Средневзвешенное время использования наибольшей нагрузки по формуле (12):

Экономическое сечение проводов по формуле (13):

Предварительно принимают сталеалюминевый провод с сечение 35 мм² АС 35 с параметрами линии R₀ = 0,85; X₀ = 0,403.

Потеря напряжения до точки раздела мощностей по формуле (14):

В нормальном режиме большая мощность передается по головному участку ГПП2, поэтому этот участок выпадает в послеаварийном режиме. Схема послеаварийного режима примет вид:



Рисунок 4 - Схема послеаварийного режима

Проверка выбранного сечения по нагреву головного участка в послеаварийном режиме по формуле (15):

Полученный ток меньше допустимого тока по нагреву 68,54 <175

Проверка выбранного сечения по допускаемой потере напряжения в послеаварийном режиме по формуле (14).

Проверка выбранного сечения по допускаемой потере напряжения в послеаварийном режиме:

Таким образом для схемы кольцевого питания по условиям выполненных проверок принимают провод АС 35.

2.2 Электрический расчет комбинированной схемы (вариант 2)

Схема в расчетном отношении разбивается на две части: кольцевую и магистральную.

электрический сеть железнодорожный узел



2.2.1 Расчет кольцевого участка цепи

Рисунок 5 - расчетная схема кольцевого участка цепи

Активная мощность ГПП1относительно ГПП2 по формуле (6):

Активная мощность ГПП2 относительно ГПП1 по формуле (7):

Реактивная мощность ГПП1 относительно ГПП2 по формуле (8):

Реактивная мощность ГПП2 относительно ГПП1 по формуле (9):

Токи на отдельных участках линий по формуле (10):

Эквивалентный ток по формуле (11):



Средневзвешенное время использования наибольшей нагрузки по формуле (12):

Экономическое сечение проводов по формуле (13):

Предварительно принимают сталеалюминевый провод АС 35 с параметрами линии R₀ = 0,85; X₀ = 0,403.

Потеря напряжения до точки раздела мощностей по формуле (14):

Проверка выбранного сечения по допускаемой потере напряжения в послеаварийном режиме по формуле (16):

2.3 Расчет магистрального участка цепи

Рисунок 6 - расчетная схема магистрального участка цепи

Токи на отдельных участках линий по формуле (10):



Экономическое сечение проводов участка Б-Г по формуле (13):

Так как (попадает в диапазон от 3000 до 5000ч.), то J_ЭК = 1,1 А/мм².

Предварительно принимают сталеалюминевый провод с сечение 35 мм² АС 35

Средневзвешенное время использования наибольшей нагрузки для первого участка по формуле (12):

Экономическое сечение проводов участка ГПП-Б:

(17)

Предварительно принимают сталеалюминевый провод с сечение 35 мм² АС 35.

Потеря напряжения на участке ГПП-Г по формуле (14):

Проверка выбранного сечения по допускаемой потере напряжения :



В послеаварийном режиме на головном участке остается одна цепь.

Потеря напряжения на ГПП в послеаварийном режиме по формуле (14):

Проверка выбранного сечения по допускаемой потере напряжения в послеаварийном режиме по формуле (16):

Проверка выбранного сечения по нагреву головного участка в послеаварийном режиме:

Полученный ток I₁ меньше допустимого тока по нагреву, равного 175А.



3. Определение потерь электроэнергии в сети

3.1 Потери электроэнергии в трансформаторах

Потери энергии определяют для проведения технико-экономических расчетов, поэтому их относят к промежутку времени, равному одному году

(Т₀ = 8760 ч.).

Потери энергии в двухобмоточных трансформаторах подстанций можно рассчитать по формуле

(18)

где n - число трансформаторов подстанции; ДP_ст - потери активной мощности в стали трансформатора (см.таблицу 1), кВт; t - время, в течение которого трансформатор находится под напряжением питающей его сети на протяжении года, ч; ДP_мн - потери активной мощности в обмотках трансформатора при номинальной нагрузке, кВт; S_нб - наибольшая нагрузка подстанции, кВА; S_н - номинальная мощность трансформатора (см.таблицу 1), кВА; ?_нб - годовое число часов использования наибольших потерь на участке, ч.

В курсовой работе предполагают, что трансформаторы в течение года не отключаются, т.е. t = 8760 ч.

Годовое число часов использования наибольших потерь на участке, ч:

(19)

где Т_нб - годовое число часов использования наибольшей нагрузки, ч.

Для подстанций Б и В наибольшую нагрузку подстанции S_нб, кВА, определяют по формуле (1):

Потери энергии в двухобмоточных трансформаторах подстанций по формуле (18):

Таким образом суммарные потери в трансформаторах подстанций составят 104782 .

3.2 Потери электроэнергии в линиях

3.2.1 Потери электроэнергии в линиях кольцевой сети (схема №1)

В линии, выполненной проводами одинакового сечения по все длине, годовые потери энергии, кВт*ч

(20)



где R₀ - активное сопротивление провода, Ом/км; U_н - номинальное напряжение линии, кВ; S_i - мощность на участке номер i, кВА

Мощность на участке номер i:

(21)

Мощности участков по формуле (21) составят:

Годовое число часов использования наибольших потерь на участке определяют по формуле (19):

Годовые потери энергии в линии по формуле (20):

3.2.2 Потери электроэнергии в линиях кольцевой сети (схема №2)

Мощность на участке номер i по формуле (21):

Годовое число часов использования наибольших потерь на участке определено по формуле (19) в п. 4.2.1

Годовые потери энергии в линии по формуле (20):



4. Технико-экономическое сопоставление вариантов

Экономическим критерием, по которому определяют наивыгоднейший вариант, является минимум приведенных затрат, вычисленных по формуле:

(22)

где Э_i - приведенные годовые затраты по каждому варианту, руб.; С_i - годовые эксплуатационные расходы по каждому варианту, руб.; К_i - капиталовложения по каждому варианту, руб; E_н = 0,12 - нормативный коэффициент эффективности капиталовложений.

Капиталовложения по каждому варианту определяют по формуле:

(23)

При расчете необходимо учитывать коэффициент приведения к сметной стоимости: К_псс=110

Покупную стоимость 1 кВт*ч электроэнергии (осредненный тариф), можно рассчитать по формуле:

(24)

где d- тариф за электроэнергию в месяц, d=750 руб/кВт; f - дополнительная плата, руб/кВт*ч, f=1,8 Руб/кВт*ч; Т_нб- годовое число часов использования наибольшей активной мощности.

Суммарные потери электроэнергии:

(25)

Годовые эксплуатационные расходы.

(26)

где ?W_i- годовые потери электроэнергии в сети, кВт*ч; P_aj,P_pj-амортизационные отчисления и отчисления на текущий ремонт и обслуживание j-ого элемента сети в процентах; K_j-капиталовложения в рассматриваемый элемент сети; n- количество элементов.

4.1 Технико-экономический расчет схемы соединения подстанций №1

Покупная стоимость 1 кВт*ч электроэнергии по формуле (24):

Годовые потери электроэнергии по формуле (25):

)

Для схемы №1 выбрана марка провода АС-35, тип опор - железобетонные, район по гололёду - III. Следовательно, стоимость воздушных линий 10 кВ составит 2,8 тыс.руб./км.

Капиталовложения на воздушную линию:

где L-длина всей линии, км; K_псс- коэффициент приведения к сметной стоимости.

Капиталовложения на подстанцию определяют аналогично предыдущему случаю, из приложения 2 выбирают стоимость трансформаторов и производят расчет.

Капиталовложения по формуле (23):

Годовые эксплуатационные расходы по формуле (26):

Приведённые годовые затраты по формуле (22):

4.2 Технико-экономический расчет схемы соединения подстанций №2

Покупная стоимость 1 кВт*ч электроэнергии по формуле (24):

Годовые потери электроэнергии по формуле (25):

Для схемы №2 выбрана марка провода АС-35, тип опор - железобетонные, район по гололёду - III. Следовательно, стоимость воздушных линий 10 кВ составит 2,8 тыс.руб./км.

Капиталовложения на воздушную линию:

Капиталовложения на подстанцию определены в п. 5.

Капиталовложения по формуле (23):

Годовые эксплуатационные расходы по формуле (26):

Приведённые годовые затраты по формуле (22):

Рисунок 7 - Структурная схема возможного варианта электроснабжения подстанций

Заключение

В курсовой работе спроектирована электрическая распределительная сеть 10 кВ железнодорожного узла. В ней рассмотрены нормальный и аварийный режим работы, оценены технико-экономические показатели эффективности капиталовложений.

Для тяговых подстанций выбраны следующие виды трансформаторов:

ТМ-1000/10 - 1 шт;

ТМ-400/10 - 2 шт;

ТМ-630/10 - 1 шт;

Выбраны три схемы питания:

Кольцевая схема с протяженностью воздушных линий, равной 4,8 км;

Комбинированная схема №2 с протяженностью воздушных линий 6 км;

Для всех схем соединения подстанций выбран провод АС - 35;

Потери электрической энергии составили:

Для кольцевой схемы

Для комбинированной схемы №2

Приведенные годовые затраты составили:

Для кольцевой схемы №1

Для комбинированной схемы №2

Таким образом, более экономичной является кольцевая схема питания №1.



Список используемой литературы

1. Справочник по эксплуатации тяговых подстанций и постов секционирования / под ред. И.К. Давыдовой - М. Транспорт, 1978 - 416с.

2. Правила устройств электроустановок - шестое издание, переработанное и дополненное, с изменениями - М. Главгосэнергонадзор России, 1998 - 607с.

3. Справочник по электроснабжению железных дорог. Т.1./ Под ред. К.Г. Марквардта - М.Транспорт, 1980 - 286с.

4. Электрический расчет распределительной сети 10 кВ железнодорожного узла/ под ред. Б.П. Сорина - Л. ЛИИЖТ, 1986 - 17с.

5. Оформление текстовых документов, методические указания/ под ред. В.П. Игнатьевой. - СПб. ПГУПС, 201

Размещено на Allbest.ru

...