Расчет оптимальной схемы электроснабжения потребителей

Размещено на http://www.allbest.ru/

1. Расчет оптимальной схемы электроснабжения потребителей

Исходными данными для курсового проекта являются расстояния от пяти потребителей до трех понизительных подстанций П1 - 35/10 кВ, П2 - 110/35 кВ, П3 - 110 кВ. Длины линий приведены в таблице 1. Так же даны значения стоимости передачи электрической энергии по ЛЭП от П1, П2 и П3 - соответственно с1, с2 и с3. Значения удельной стоимости передачи приведены в таблице 2. Активная мощность каждого из потребителей дана в таблице 3. Максимальная мощность, которая может быть отпущена с шин каждой из подстанций соответственно равна: Р1 м, Р2 м и Р3 м, эти значения приведены в таблице 4.

Таблица 1 - Расстояния от потребителей до понизительных подстанций

линия	Л1П1	Л1П2	Л1П3	Л2П1	Л3П1	Л4П1	Л5П1
длина, км	44	36	32	40	48	40	43

Таблица 2 - Удельная стоимость передачи электроэнергии

С1	С2	С3
0,026 руб./км	0,018 руб./км	0,014 руб./км

Таблица 3 - Мощности нагрузок

Р1	Р2	Р3	Р4	Р5
24 МВт	15 МВт	26 МВт	16 МВт	18 МВт

Таблица 4 - Максимальная активная мощность подстанций

Р1 м	Р2 м	Р3 м
62 МВт	58 МВт	59 МВт

Конфигурация системы электроснабжения должна отвечать минимуму стоимости передачи мощности всем потребителям. Так как в курсовом проекте необходимо недостающие расстояния от потребителей определить графически, то таких вариантов будет множество. Следовательно необходимо выбрать такой вариант, значение целевой функции у которого будет меньшим по сравнению с другими разработанными вариантами.

При выборе конфигурации электрической сети необходимо использовать программу Microsoft Excel и ее надстройку «Поиск решения».

Для нахождения наиболее оптимального варианта необходимо составить целевую функцию и ограничения.

Целевая функция:

,

где З - затраты;

с - стоимость передач электроэнергии;

L - длина ЛЭП;

Р - мощности, передаваемые от подстанций к потребителям.

Ограничения:

Р_п1н1+Р_п2н1+Р_п3н1-Р_н1=0;

Р_п1н2+Р_п2н2+Р_п3н2-Р_н2=0;

Р_п1н3+Р_п2н3+Р_п3н3-Р_н3=0;

Р_п1н4+Р_п2н4+Р_п3н4-Р_н4=0;

Р_п1н5+Р_п2н5+Р_п3н5-Р_н5=0;

Р_п1н1+Р_п1н2+Р_п1н3+Р_п1н4+Р_п1н5-Р_г1макс?0;

Р_п2н1+Р_п2н2+Р_п2н3+Р_п2н4+Р_п2н5-Р_г2макс?0;

Р_п3н1+Р_п3н2+Р_п3н3+Р_п3н4+Р_п3н5-Р_г3макс?0;

Р_п1н1?0;

Р_п1н2?0;

Р_п1н3?0;

Р_п1н4?0;

Р_п1н5?0;

Р_п2н1?0;

Р_п2н2?0;

Р_п2н3?0;

Р_п2н4?0;

Р_п2н5?0;

Р_п3н1?0;

Р_п3н2?0;

Р_п3н3?0;

Р_п3н4?0;

Р_п3н5?0.

Сначала графическим методом определим недостающие расстояния со второго по пятого потребителя до питающих подстанций П2 и П3. Три варианта конфигурации системы электроснабжения представлены на рисунках 1 - 3.

Рисунок 1 - Первый вариант конфигурации системы электроснабжения



Рисунок 2 - Второй вариант конфигурации системы электроснабжения

Рисунок 3 - Третий вариант конфигурации системы электроснабжения

После получения недостающих расстояний от подстанций до потребителей, можно посчитать значения затрат во всех вариантах систем электроснабжения. Полученные значения представлены в таблицах 5-7.

После полученных с помощью расчетов данных получили сформировавшуюся конфигурацию электроснабжения потребителей. Во всех трех вариантах первая подстанция не питает ни одного из пяти потребителей. Примерные схемы электроснабжения для трех вариантов представлены на рисунках 4-6.

Рисунок 4 - Схема электроснабжения для первого варианта

Рисунок 5 - Схема электроснабжения для второго варианта



Рисунок 6 - Схема электроснабжения для третьего варианта

Теперь из трех полученных нами вариантов необходимо выбрать тот, у которого значение целевой функции минимально по сравнению с другими значениями. В данном случае таким вариантом является третий вариант системы электроснабжения. Все дальнейшие расчеты будем вести исходя из этого варианта.

2. Выбор сечения и марки воздушных линий

После выбора конфигурации электрической сети, необходимо подобрать сечение и марку проводов воздушных линий. При этом будем считать, что все потребители имеют tgц=0,75.

.

Рассчитаем реактивную мощность у первого потребителя:

.

Реактивные мощности остальных потребителей приведены в таблице 8.

Таблица 8 - Значения реактивной мощности всех потребителей

	Q, МВАр
Потребитель 2	11,25
Потребитель 3	19,5
Потребитель 4	12
Потребитель 5	13,5

Марка провода выбирается по допустимому нагреву током:

,

где - длительно допустимый ток для выбранного провода;

- максимальный ток, текущий по данному проводу.

Максимальный ток, текущий по проводу находится по формуле:

.

Рассчитаем текущий ток по линии от подстанции 2 к первому потребителю:

.

Выбираем сталеалюминевый провод марки АС сечением 500 мм².

Все остальные марки проводов выбираются аналогичным образом. Полученные значения представлены в таблице 9.

Таблица 9 - Выбор сечения и марки воздушных линий

ВЛ	S, МВА	U, кВ	Ток, кА	Сечение и марка
От ПС2 к потребителю 2	15+j11,25	35	0,309	АС 400/64
От ПС2 к потребителю 5	18+j13,5	35	0,371	АС 500/64
От ПС3 к потребителю 1	24+j18	110	0,157	АС 240/32
От ПС3 к потребителю 3	26+j19,5	110	0,171	АС 240/32
От ПС3 к потребителю 4	16+j12	110	0,105	АС 150/24

3. Выбор трансформаторов

На понизительных подстанциях потребителей нужно установить по одному трансформатору соответствующей мощности и напряжения.

Выбор мощности трансформаторов производится исходя из рациональной их загрузки в нормальном режиме и с учетом минимально необходимого резервирования в послеаварийном режиме. При этом номинальная мощность трансформаторов определяется по формуле:

,

где N_т - число трансформаторов;

- оптимальный коэффициент загрузки трансформатора.

Так как число трансформаторов равно 1, то коэффициент загрузки будет равен 0,85.

Выбор трансформатора производим по условию:

S_ном.т ? S_Р,

где S_Р - расчетная мощность нагрузки.

Выберем трансформатор для второй подстанции.

Так как первый потребитель получает питание сразу от двух подстанций, то необходимо установить два трансформатора напряжением 110/10 и 35/10 кВ. У потребителей 2 и 5 ставим трансформаторы напряжением 35/10 кВ, у потребителей 3, 4 - напряжением 110/10 кВ.

Вычислим расчетную мощность для выбора трансформатора на второй подстанции:

.

Выбираем трансформатор ТДЦ - 125000/110/35 мощностью 125 МВА.

Остальные марки трансформаторов выбираются аналогичным образом, все остальные расчеты представлены в таблице 10.

Таблица 10 - Выбор трансформаторов

	Sр, МВА	Марка трансформатора
ПС3	59+j44,25	ТДЦ-125000/110
Потребитель 1	24+j18	ТРДНС-40000/35/10 ТДЦ-40000/110/10
Потребитель 2	15+j11,25	ТРДНС-25000/35/10
Потребитель 3	26+j19,5	ТДН-40000/110/10
Потребитель 4	16+j12	ТРДН-25000/110/10
Потребитель 5	18+j13,5	ТРДНС-32000/35/10

4. Расчет установившихся режимов

Для того, чтобы рассчитать установившиеся режимы зимнего максимума и летнего минимума нагрузки, необходимо составить схему замещения спроектированной системы электроснабжения. Исходная схема представлена на рисунке 7.

Рисунок 7 - Исходная схема

Далее, составляем схему замещения для исходной схемы, которая представлена на рисунке 8.

Рисунок 8 - Схема замещения

Теперь необходимо рассчитать параметры схемы замещения.

Сопротивление воздушных линий находится по формуле:

Z=(r₀ + jx₀)Ч,

где L - длина линии, м; n_ц - число цепей;

Рассчитаем сопротивление линии 1-2. Сечение данной ВЛ составляет 500 мм², по справочным данным r₀=0,06Ч10^-3 Ом/м, x₀=0 Ом/м:

Z_Л12=36000Ч0,06Ч10^-3=2,16 Ом.

Остальные значения сопротивлений всех линий находятся таким же образом, следовательно удобнее все остальные полученные данные занести в таблицу 11.

Таблица 11 - Значения сопротивлений линий.

Линия	Длина линии, м	r0, Ом/м	x0, Ом/м	ZЛ, Ом
1-3	38000	0,073Ч10-3	0	2,77
1-4	36000	0,06Ч10-3	0	2,16
5-2	32000	0,13Ч10-3	0,077Ч10-3	4,16+j2,464
5-6	28000	0,13Ч10-3	0,077Ч10-3	3,64+j2,156
5-7	36000	0,208Ч10-3	0,079Ч10-3	7,488+j2,844

Сопротивления трансформаторов берем из паспортных данных трансформаторов. Все значения занесены в таблицу 12.

Таблица 12 - Значения сопротивлений трансформаторов

	Марка трансформатора	ZТР, Ом
ПС2	ТДЦ - 125000/110/35	0,37+j12,3
ПС3	ТДЦ-125000/110	0,37+j12,3
Потребитель 1	ТРДНС-40000/35/10 ТДЦ-40000/110/10	0,13+j3,88 1,4+j37,4
Потребитель 2	ТРДНС-25000/35/10	0,23+j5,145
Потребитель 3	ТДН-40000/110/10	1,4+j37,4
Потребитель 4	ТРДН-25000/110/10	2,54+j55,9
Потребитель 5	ТРДНС-32000/35/10	0,173+j4,86

Рассчитаем суммарное сопротивление линии 1-2:

Z₁₂=Z_ТРПС2+Z_Л12+Z_ТРН1,

Z₁₂=0,37+j12,3+2,16+0,13+j3,88=2,66+j16,18 Ом.

Остальные значения сопротивлений занесены в таблицу 13.

Таблица 13 - Суммарные значения сопротивлений линии

Линия	Z, Ом
1-3	3,37+j17,45
1-4	3,26+j17,16
2-5	5,93+j52,164
5-6	5,41+j51,86
5-7	10,398+j71,044

Теперь, используя программу «InProc - расчет установившихся режимов» необходимо рассчитать установившиеся режимы зимнего максимума и летнего минимума. Будем считать, что значения активной и реактивной мощностей равны 0,4 от их заданных значений. Найдем значения мощностей в летнем режиме для первого потребителя:

S_лет=0,4ЧS=0,4Ч(24+j18)=9,6+j7,2 МВА.

Полученные значения даны в таблице 14.

Таблица 14 - Значения мощностей в летнем режиме

	Sлет, МВА
Потребитель 2	6+j4,5
Потребитель 3	10,4+j7,8
Потребитель 4	6,4+j4,8
Потребитель 5	7,2+j5,4

В результате расчетов в программе были получены значения, которые представлены в таблицах 15-18.

Таблица 15 - Потери в ветвях в режиме зимнего максимума

Ветвь	Поток Ракт, МВт	Поток Ракт, МВт	dP, МВт	Поток Qакт, МВАр	Поток Qакт, МВАр	dQ, МВАр	I, кА
2-5	-29,91753	42,91563	12,99809	-42,76087	157,1003	114,33942	0,85477
1-2	-19,45292	20,33846	0,88554	5,42206	-0,03557	5,38648	0,33312
1-4	3,98262	-3,908	0,07461	3,48938	-3,09663	0,39274	0,08734
1-3	3,31404	-3,2614	0,05263	2,85481	-2,58226	0,27254	0,07215
5-6	5,67107	-5,64683	0,02424	4,69673	-4,46435	0,23238	0,03864

Таблица 16 - Потери в узлах в режиме зимнего максимума

№ узла	Угол	U, кВ	Pакт, МВт	Qакт, МВАр	dU, %
3	-40,19047	33,28608	15	11,25	-4,89691
4	-40,676	32,95846	18	13,5	-5,83297
6	-1,36937	107,53453	26	19,5	-2,24133
7	-1,11207	107,83126	16	12	-1,97158
2	-21,09152	35,24968	24	18	0,71337
1	-37,69132	35	58	43,5	0
5	0	110	59	44,45	0

Суммарные потери мощности в системе электроснабжения:

Активные 14,05276 МВт;

Реактивные 120,74405 МВАр.

Таблица 17 - Потери в ветвях в режиме летнего минимума

Ветвь	Поток Ракт, МВт	Поток Ракт, МВт	dP, МВт	Поток Qакт, МВАр	Поток Qакт, МВАр	dQ, МВАр	I, кА
2-5	-49,75846	60,9088	11,15033	-39,90764	137,99301	98,08537	0,79169
1-2	-36,86072	40,15846	3,29774	-12,64845	32,70764	20,05918	0,64284
1-4	7,47302	-7,19999	0,27302	6,83713	-5,3999	1,43713	0,16708
1-3	6,1877	-6	0,1877	5,47192	-4,5	0,97192	0,13625
5-6	10,48209	-10,4	0,08209	8,58694	-7,8	0,78694	0,07112
5-7	6,45912	-6,4	0,05912	5,20396	-4,8	0,40396	0,04353

Таблица 18 - Потери в узлах в режиме летнего минимума

№ узла	Угол	U, кВ	Pакт, МВт	Qакт, МВАр	dU, %
3	-52,29274	31,77919	6	4,5	-9,20231
4	-53,26134	31,09946	7,2	5,4	-11,14439
6	-2,45447	105,53293	10,4	7,79999	-4,06097
7	-1,98766	106,09226	6,4	4,7999	-3,55249
2	-27,45322	46,51594	9,5999	7,2	32,90268
1	-47,67558	35	23,1999	17,3999	0
5	0	110	23,6	17,8	0

Суммарные потери мощности в системе электроснабжения:

Активные 15,05 МВт;

Реактивные 121,74 МВАр.

подстанция электроснабжение мощность сечение

Размещено на Allbest.ru