Расчет оптимальной схемы электроснабжения потребителей
Максимальная активная мощность подстанций. Варианты конфигурации системы электроснабжения. Выбор сечения и марки воздушных линий. Расчет установившихся режимов. Параметры схемы замещения, а также суммарные потери мощности в системе электроснабжения.
Рубрика | Физика и энергетика |
Вид | контрольная работа |
Язык | русский |
Дата добавления | 07.08.2013 |
Размер файла | 399,1 K |
Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже
Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
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:
Рп1н1+Рп2н1+Рп3н1-Рн1=0;
Рп1н2+Рп2н2+Рп3н2-Рн2=0;
Рп1н3+Рп2н3+Рп3н3-Рн3=0;
Рп1н4+Рп2н4+Рп3н4-Рн4=0;
Рп1н5+Рп2н5+Рп3н5-Рн5=0;
Рп1н1+Рп1н2+Рп1н3+Рп1н4+Рп1н5-Рг1макс?0;
Рп2н1+Рп2н2+Рп2н3+Рп2н4+Рп2н5-Рг2макс?0;
Рп3н1+Рп3н2+Рп3н3+Рп3н4+Рп3н5-Рг3макс?0;
Рп1н1?0;
Рп1н2?0;
Рп1н3?0;
Рп1н4?0;
Рп1н5?0;
Рп2н1?0;
Рп2н2?0;
Рп2н3?0;
Рп2н4?0;
Рп2н5?0;
Рп3н1?0;
Рп3н2?0;
Рп3н3?0;
Рп3н4?0;
Рп3н5?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 Nт - число трансформаторов;
- оптимальный коэффициент загрузки трансформатора.
Так как число трансформаторов равно 1, то коэффициент загрузки будет равен 0,85.
Выбор трансформатора производим по условию:
Sном.т ? SР,
где SР - 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; nц - 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:
ZЛ12=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=ZТРПС2+ZЛ12+ZТРН1,
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:
Sлет=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
Подобные документы
Выбор рода тока, напряжения и схемы внешнего и внутреннего электроснабжения. Выбор и расчет числа и мощности цеховых трансформаторов и подстанции, марки и сечения кабелей, аппаратуры и оборудования устройств и подстанций. Компенсация реактивной мощности.
курсовая работа [453,8 K], добавлен 08.11.2008Расчёт распределения мощности по участкам сети электроснабжения поселка Б. Мурта. Расчет нагрузки трансформатора и потерь энергии в электрических сетях поселка. Выбор сечения проводов и расчет схемы по реконструкции системы электроснабжения посёлка.
курсовая работа [607,1 K], добавлен 24.09.2014Категория надежности электроснабжения и выбор схемы электроснабжения предприятия. Расчет электрических нагрузок и выбор трансформатора. Компенсация реактивной мощности. Расчет осветительной сети. Выбор аппаратов защиты и линий электроснабжения.
курсовая работа [466,9 K], добавлен 01.05.2011Разработка вариантов развития сети, расчет мощности его источника сети. Выбор номинального напряжения сети и проводов воздушных линий электропередач. Расчет установившихся режимов сети максимальных нагрузок. Выбор оборудования для радиальной схемы.
курсовая работа [785,6 K], добавлен 19.12.2014Принципы построения систем электроснабжения городов. Расчет электрических нагрузок микрорайона, напряжение системы электроснабжения. Выбор схемы, расчет релейной защиты трансформаторов подстанций.Разработка мероприятий по экономии электроэнергии.
курсовая работа [178,1 K], добавлен 31.05.2019Разработка сети для электроснабжения потребителей промышленного района. Составление баланса мощностей. Выбор конфигурации сети, схем подстанций потребителей, трансформаторов. Расчет потоков мощности режима наибольших нагрузок и послеаварийного режима.
курсовая работа [1018,2 K], добавлен 06.12.2015Система распределения электроэнергии на предприятии. Выбор рационального напряжения питания. Определение мощности и количества трансформаторных подстанций. Расчет токов короткого замыкания, параметров схемы замещения. Выбор элементов электроснабжения.
дипломная работа [1,6 M], добавлен 02.10.2014Особенности расчета электрических нагрузок потребителей жилого микорайона. Выбор числа и мощности трансформаторов, сечения питающей линии 110 КВ. Разработка схемы подстанций мощностью 110/10 КВ. Выбор схемы электроснабжения микрорайона Черемушки.
дипломная работа [909,7 K], добавлен 27.01.2016Составление однолинейной схемы замещения системы электроснабжения. Расчет параметров схемы замещения системы электроснабжения, нахождение активного и реактивного сопротивления. Приведение токов КЗ к базисному напряжению. Расчет токов короткого замыкания.
контрольная работа [894,9 K], добавлен 14.11.2012Определение расчетных нагрузок. Компенсация реактивной мощности. Выбор схемы внешнего и внутреннего электроснабжения цеха. Расчет заземляющего устройства. Расчет и выбор аппаратов максимальной токовой защиты. Автоматика в системах электроснабжения.
курсовая работа [249,2 K], добавлен 07.05.2015