Проектирование развития районной электрической сети

Размещено на http://www.allbest.ru/

Министерство образования и науки Российской Федерации

Федеральное государственное автономное образовательное учреждение

высшего профессионального образования

«Российский государственный профессионально-педагогический университет»

Институт электроэнергетики и информатики

Кафедра автоматизированных систем электроснабжения

КУРСОВОЙ ПРОЕКТ

по дисциплине

«Электрические сети и системы»

(вариант31)

Выполнил:

Студент группы: Бр-00

Антон Антонов

Екатеринбург-2014г.

1. ПРОЕКТИРОВАНИЕ РАЗВИТИЯ РАЙОННОЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ

1.1 Исходные данные

В исходных данных приводятся все необходимые энергетические характеристики района и потребителей электрической энергии.

Дополнительные исходные данные:

cos = 0,9 - для всех нагрузок;

в узле 13 - потребители III категории надежности, в остальных узлах состав потребителей по надежности одинаков: I категории - 30%, II - 30%, III - 40%;

номинальное напряжение потребителей 10,5 кВ;

нагрузок - 6500 ч;

масштаб: 1 см: 20 км.

номер района по гололеду - 1;

номер ветрового района -6;

характер местности - населенная;

минимальная температура = - 35С;

максимальная температура = + 28С;

эксплуатационная температура = 10С;

длина пролета L = 175м.



1.2 Разработка вариантов развития сети

При выборе вариантов развития сети рекомендуется предварительно наметить от трех до пяти вариантов. В методических указаниях приводятся только два варианта развития сети, представленные на рис.4 и 5.

При разработке вариантов электроснабжения потребителей учтены следующие обстоятельства.

1. Присоединение потребителей узла 6 может быть выполнено по разомкнутой схеме в вариантах А и Б. Протяженность проектируемой сети (участок 1-6) составляет 1-6 = 50 км.

2. Узел 8 с нагрузкой =40 МВт имеет потребителей I категории надежности. Его электроснабжение осуществляется в обоих вариантах по двум одноцепным линиям электропередачи длиной 1-8 = 110 км.

3. Узел 13 содержит потребителей III категории надежности, поэтому на участке 1 - 13 длиной 1-13= 54 км возможно сооружение одной или двух цепей. При строительстве одной цепи необходимо рассчитать ущерб от недоотпуска электроэнергии при перерыве питания. Вопрос о числе линий на участке 1 - 13 следует рассматривать отдельно и в обоих вариантах применить экономически выгодное решение.

4. Присоединение потребителей узла 15 может быть выполнено различными способами: по разомкнутой схеме ( вариант А) и кольцевой схеме ( вариант Б). Протяженность проектируемой сети (участок 1-15) составляет 1-15 = 72 км.

Длина проектируемых линий между узлами 8-1 5 8-15 = 70 км.

Число цепей линий электропередачи может измениться по условиям послеаварийных режимов (отключение одной цепи).



1.3 Определение номинального напряжения

Выбор номинального напряжения электрической сети является технико-экономической задачей и должен производиться совместно с выбором схемы сети. При увеличении номинального напряжения возрастают капиталовложения в сооружение сети, но за счет снижения потерь электроэнергии уменьшаются эксплуатационные издержки.

При проектировании для выбора рационального напряжения используются кривые зависимости величины напряжения от передаваемой мощности и длины линий электропередачи [2] или эмпирические формулы, в частности, формула Г.А. Илларионова, дающая удовлетворительные результаты для шкалы напряжений от 35 до 1150 кВ

1000

Uном = ----------------------------- (1)

500 / l + 2500 / Р,

где l - длина участка сети, км;

Р - передаваемая мощность, МВт.

Расчеты по формуле (1) сведены в табл.1.

Таблица 1 - Данные расчета номинальных напряжений участков сети

Вариант схемы	А	Б
Участок	1-6	1-8	1-13	1-15	1-6	1-8	1-13	8-15	1-15
Мощность, МВт	24	40	15	32	24	72*	15	40*	72*
Длина, км	50	110	54	72	50	110	54	70	72
Напряжение, кВ	94	122	75	108	94	160	75	120	155

*Максимальная передаваемая мощность в случае обрыва одноцепных линий 1-5 или 1-3.

Учитывая заданные мощности потребителей и длины линий, для всех рассматриваемых вариантов выбирается класс номинального напряжения 110 кВ.

1.4 Выбор сечения проводов

Выбор сечения проводов производится с помощью экономических интервалов. Распределение мощности в проектируемой сети варианта А определится:

Р 1-6 = Р2 = 24 МВт

Р 1-8 = Р3 = 40 МВт

Р 1-13 = Р4 = 15 МВт

Р 1-15 = Р5 =32 МВт

В нормальном режиме расчетный ток Iр, А, определится

P

Iр = ----------------------------- (2)

3 Uном cos n N,

где Р - передаваемая мощность, кВт;

Uном - номинальное напряжение сети, кВ;

cos - коэффициент мощности;

n - число цепей;

N- число расщеплений проводов.

Максимальный ток на 5 год эксплуатации

Imax5 = Ip i т, (3)

где i -коэффициент, учитывающий изменение нагрузки по годам эксплуатации линии;

т -коэффициент, учитывающий число часов использования максимальной нагрузки линии Тmax и коэффициент ее попадания в максимум энергосистемы Км.

Для линий 110 кВ значение i , принимается равным 1,05 [1, с.158 ], а т = 1,3

[ 1, с.158,табл.4.9 ] при Км =1,0 и Тmax > 6000ч.

По табл.7.8 [1,с 280] для 2-х цепной линии выполненной на стальных опорах, I район по гололеду, европейская ОЭС определяем сечение провода F,мм2, при условии

Iэ I max5 (4)

Из табл.7.12 [1,с292] выписываем марку провода и допустимый ток Iдоп, А.

Допустимый ток с учетом температуры окружающей среды

I доп о.с. Iдоп К о.с. , (5)

где Ко.с - коэффициент, учитывающий отклонение температуры окружающей среды от нормальной, Ко.с. = 0,94 [1 ,с292,т.7.13].

Выбранные провода проверяются на нагрев в аварийном режиме при обрыве одной цепи

Iав = 2 Imax5 I доп о.с. (6)

Расчеты по формулам (2 …6) сведены в таблицу 1.2.



Таблица 2 - Выбор сечения проводов для схемы варианта А

Уч-к	P, МВт	Iр, А	Imax5, А	F, мм2	Марка провода	Iдоп , А	Iдоп о.с. А	Iав, А
1-6	24	70	95,5	95	2АС- 95/16	330	310	191
1-8	40	116	158	150	2АС- 150/19	450	423	316
1-13	15	87,5	119	150	АС- 150/19	450	423	--
1-15	32	93	127	150	2АС- 150/19	450	423	254

Провод на всех участках проходит проверку на нагрев в аварийном режиме.

Распределение мощности в проектируемой сети варианта Б.

Для кольца 1-8-15 активная мощность на головных участках 1-8, 1-15 определится

Р5* l1-15-8 + Р3* l 1-15

Р1-8 = ---------------------------- (7)

l 1-8 + l 8-15 + l 15-1

где l1-15-8 = l 1-15+ l 8-15 = 72 + 70 = 142 км

l 15-1 = 72км

32*142 + 40* 72

Р1-8 = --------------------------- = 29,5 МВт (по часовой стрелке)

110 + 70 + 72

Р3* l 1-8-15 + Р5* l 1-8 40*(70+110) + 32* 110

Р1-15 = ---------------------------- = ---------------------------- = 42,5МВт (против часовой стрелки)

l 1-8 + l 8-15 + l 15-1 110 +70 + 72

Правильность найденных мощностей подтверждается проверкой Р1-15 + Р1-8 = Р5 + Р3

29,5 +42,5 = 32 + 40 МВт 72 = 72 МВт

Мощность на участке 15 -8 определяется по 1 закону Кирхгофа

Р15-8 = Р 1-15 - Р5 = 42,5 - 32 = 10,5 МВт

Выбор сечения проводов производится по формулам (4…6) и сведены в табл.3.

Таблица 3 - Выбор сечения проводов для схемы варианта Б

Уч. сети	P, МВт	Iр, А	Imax5, А	F, мм2	Марка провода	Iдоп , А	I доп о.с. А	Iав, А
1-6	24	70	95,5	95	2АС- 95/16	330	310	191
1-8	29,5	172	234	240	АС- 240/39	610	573	468
1-13	15	87,5	119	150	АС- 150/19	450	423	238
1-15	42,5	248	338	240	АС- 240/39	610	573	676
8-15	10,5	61,4	65,7	95	АС- 95/16	330	310	131

Проверка по условиям нагрева в послеаварийном режиме.

Потоки мощности при отключении уч.1- 8 определятся

Р1-15 = Р3 + Р 5 = 40 + 32 = 72МВт

Р15-8 = Р3 = 40 МВт

P1-15 72 000

Iав1-15 = -------------------------= ------------------------ = 421 А

n 3 Uном cos 1 1,73 110 0,9

Iав15-8 = 233,9А

При отключении линии 1-15 распределение мощности определится

Р1-8 = Р5 + Р 3 = 32 + 40 = 72 МВт

Р8-15 = Р5 = 32 МВт

Iав1-8 =421А

Iав8-15 = 187А

Сравниваем допустимые токи с учетом окружающей среды и токи в аварийном режиме

Iав1-8 = 421А Iдоп о.с = 573А , условие (1.6) выполняется, т.к. 421 573А

Iав1-15 = 409А Iдоп о.с = 537А , условие (1.6) выполняется, т.к. 421 573А

Iав8-15 = 187А Iдоп о.с = 310А , условие (1.6) выполняется, т.к. 187 310А

Выбранные сечения проводов проходят проверку на нагрев в аварийном режиме.

1.5 Расчет схемы замещения

Исходными данными для расчета схемы замещения линий являются справочные данные выбранных марок проводов, приведенные в таблицах 4, 6.

Расчет схемы замещения варианта А.

сеть электрический напряжение сопротивление

Таблица 4 - Справочные данные проводов варианта А [1, с.277 ,т.7.5 ]

Участок сети	Р, МВт	l, км	Марка провода	ro , Ом/км	х o , Ом/км	Bo 10-6, См/км	qo, Мвар
1-6	24	50	2АС-95/16	0,31	0,43	2,61	0,035
1-8	40	110	2АС-150/24	0,198	0,42	2,7	0,036
1-13	15	54	АС - 150/19	0,31	0,43	2,61	0,035
1-15	32	72	2АС-150/24	0,198	0,42	2,7	0,036

Активное и реактивное сопротивления линий определятся по формулам

Rл = ro l / n N, (8)

Хл = хo l / n N, (9)

где ro - удельное активное сопротивление провода, Ом/км;

хо - удельное реактивное сопротивление провода, Ом/км;

l - длина участка сети, км;

n - количество цепей;

N - количество расщеплений проводов по фазе.

Проводимости линии определятся по формулам

Gл = go l n N, (10)

Bл = bo l n N, (11)

где go - удельная активная проводимость линий, См/км;

bo - удельная реактивная проводимость линий, См/км.

Для линий U=110кВ активная проводимость Gл = 0.

Генерируемая реактивная мощность определится

Qс = 0,5 U2 Bл, (12)

Расчеты по формулам (8…12) сведены в таблицу 5.

Таблица 5- Данные схемы замещения линий варианта А

Участок	Rл , Ом	Xл, Ом	Bл10-6, См	Qс, Мвар
1-6	7,75	10,75	261	1,5
1-8	10,9	23,1	594	3,5
1-13	16,74	23,22	141	0,8
1-15	7,15	15,12	389	2,3

Расчет схемы замещения варианта Б.

Таблица 6 - Справочные данные проводов варианта Б [1, с.277 ,т.7.5 ]

Участок сети	Р, МВт	l, км	Марка провода	ro , Ом/км	х o , Ом/км	Bo 10-6, См/км	qo, Мвар
1-6	24	50	2АС-95/16	0,31	0,434	2,61	0,035
1-8	29,5	110	АС-240/39	0,12	0,405	2,81	0,0375
1-13	15	54	АС - 150/24	0,198	0,42	2,7	0,036
1-15	42,5	72	АС-240/39	0,12	0,405	2,81	0,0375
8-15	10,5	70	АС - 95/16	0,31	0,434	2,61	0,035

Активное, реактивное сопротивления и проводимости линий определяются по формулам (8…12). Результаты расчетов сведены в таблицу 7.

Таблица 7- Данные схемы замещения линий варианта Б

Участок	Rл , Ом	Xл, Ом	Bл10-6, См	Qс, Мвар
1-6	7,75	10,8	261	1,5
1-8	13,2	44,5	309,1	1,8
1-13	10,7	22,7	145,8	0,8
1-15	8,6	29,16	202,3	1,2
8-15	21,7	30,4	182,7	1,1

1.6 Выбор силовых трансформаторов

Число и мощность трансформаторов не зависят от схемы сети, а зависят от категории и мощности электроприемников. Для потребителей I категории необходимо выбирать и устанавливать не менее двух трансформаторов, включенных по схеме с автоматическим вводом резерва (АВР). Для потребителей II категории можно выбирать два или один трансформатор, с обеспечением ручного ввода резерва. Для потребителей III категории - устанавливаем один трансформатор и предусматриваем складской резерв.

Мощность трансформаторов определится

Sт Sp / kав (n - 1), (13)

где Sp - расчетная мощность подстанции, МВА;

kав - коэффициент аварийных перегрузок; kав = 1,4(для1,2 категории);

kав = 1,3(для III категории);

n - число трансформаторов на подстанции.

Выбор трансформаторов сводим в таблицу 8.

Таблица 8- Выбор силовых трансформаторов

Узел	Мощность нагрузки	S т, МВА	Тип и мощность трансформатора
	Р, МВт	Sр, МВА
6	24	22,2	15,9	2 ТДН-16000/110
8	40	39,6	28,3	2ТРДН-40000/110
13	15	11,1	8,5	ТДН-10000/110
15	32	38,2	27,3	2ТРДН- 40000/110

Технические данные трансформаторов приведены в таблице 9.

Таблица 9- Технические данные трансформаторов [1,с.284,табл.6.47]

Тип и мощность трансформатора	Каталожные данные	Расчетные данные
	U, кВ	Uк , %	Рк, кВт	Рхх, кВт	Iхх , %	Rт, Ом	Xт, Ом	Qхх, квар
ТРДН-40000/110	115	10,5	172	36	0,7	1,44	34,8	260
ТДН-10000/110	115	10,5	60	14	0,7	7,95	136	70
ТДН-16000/110	115	10,5	85	19	0,7	4,38	86,7	112

Схемы замещения вариантов развития сети приведены на рис.6 и рис.7.

1.7Расчет установившихся режимов радиальной схемы сети

Расчет установившихся режимов сети производим отдельно для радиальной и замкнутой схемы. Схема замещения, составленная для варианта сети А, приведена на рис. 6.

Приведем подробный расчет установившихся режимов для участка сети 1-8, имеющего наибольшую нагрузку.

Расчет разомкнутой сети ведем методом итераций (в два этапа) при заданных мощностях нагрузки и напряжении источника питания.

1)Нанесем на схему замещения все потоки мощности. Выбираем положительное направление мощности (см.рис 8).

2) 1 итерация : считаем что U1= U2 = 110кВ.

3) Расчет ведем по данным конца:

Sк33'' = S3 = 40 + j19,4 МВА

4) Потери мощности в трансформаторах определятся

Sт = Рт + jQт, (14)

где Рт - потери активной мощности в трансформаторе, кВт;

Qт - потери реактивной мощности в трансформаторе, квар.

Потери активной мощности состоят из потерь холостого хода Рхх и потерь короткого замыкания Ркз,

Рт = Рхх + 2 Ркз, (15)

где - коэффициент загрузки трансформаторов.

= S /n Sном, (16)

где S - мощность нагрузки, МВА;

n - число трансформаторов, работающих раздельно на подстанции;

Sном - номинальная мощность трансформаторов, МВА.

На подстанции узлов 8, 15 установлены два трансформатора типа ТРДН - 40000/110, работающие раздельно.

= 40 2 +19,42 / 2 40 = 0,56

Рт = 36 + 0,562 172 = 89,9 кВт = 0,09 МВт

Потери реактивной мощности состоят из потерь холостого хода Qхх и потерь в обмотках Qобм

Qт = Qхх + 2 Qобм (17)

Потери в обмотках

Qобм = Uк Sном / 100, (18)

где Uк - напряжение короткого замыкания, %,[1,с.284,табл.6.47].

Qт = 260 + 0,562 10,5 40000 /100 = 1560 квар = 1,56Мвар

Отсюда : Sт = 0,09 + j 1,56 МВА

5) Определяем мощность в начале участка 33'

Sн33'= Sк3'3'' + Sт = 40+ j19,4 + 0,098 + j1,56 = 40,1 + j21 МВА

6) Потери мощности в шунте 1-3 в конце участка определится по табл. 5

Qcк13 = -j2,6 Мвар

7) Определяем мощность в конце участка 1-8

Sк13 = Sн33' + Qc13 = 40,1 + j21 +(-j 2,6 ) = 40,1+ j 18,4 МВА

8) Определяем потери мощности в линии на участке 1-3

(Sк13 )2 40,12 +18,4 2

S13 = --------- Z13 = ------------------- (8 +j 17) = 1,3 + j2,7МВА

(U2 )2 110 2

9) Мощность в начале линии 1-8 определится

Sн13 = S к13 + S13 = 40,1+ j18,4 + 1,3 + j 2,7 = 41,4 + j21,1МВА

10) Реактивная мощность, генерируемая линией 1-8 в начале участка определится по табл. 5

Qcн13 = -j2,6 Мвар

11) Мощность источника S1 определится

S1 = Sн13 + Qcн13 = 41,4 + j 21,1 -j 2,6 = 41,4 + j18,5 МВА

12) Определяем напряжение в узлах 3 и 3' ( не учитывая поперечную составляющую, т.к. U < 220кВ)

Рк13 R13 + Qк13 X13 40,18 + 18,4 17

U3' = U1 - ---------------------------- = 110 - -------------------------- = 104,3 кВ

U1 110

13) Продольная составляющая падения напряжения в трансформаторе (без трансформации)

Рк33'' Rт + Q к33'' Xт 401,44 + 19,4 34,8

U3 = ------------------------------ = ------------------------------ = 7 кВ

U3 104,3

14) Поперечная составляющая падения напряжения в трансформаторе

Рк 33''Х т - Q к33'' Rт 40 38,4 - 19,4 1,44

U3 = ------------------------------ = ------------------------------ = 13,1 кВ

U3 104,3

15) Напряжение потребителя определится

U3 = U3 - U3 - U3 = 104,3 - 7 - j13,1 = 97,3 - j13,1 = 98,1е -j7,7є

____________

U = 97,32 + 13,12 = 98,1 кВ

tg = -13,1 / 98,1 = -0,13 отсюда = -7,7

16) Определяем коэффициент трансформации

nт = U1 / U2 = 110 / 10 = 11

17) Определяем напряжение в узле 3 с учетом трансформации

U3 = U3 / nт = 98,1 / 11 = 8,9 кВ

Проверка :U% =( U1 - U2)100 / U1 = (110 - 104,3)100 / 110 = 5,2 5%

Нужна вторая итерация.

Для уточнения уровня напряжения в узлах 3” и 3' производим расчет, начиная с пункта 6 до пункта 17, подставляя вместо номинального напряжения 110кВ новое напряжение 104,3кВ. Результаты, полученные при расчетах первой и второй итераций, не должны отличаться более чем на 5%.

Аналогично рассчитываем установившиеся режимы для других участков варианта А схемы развития сети, получившиеся значения мощности источников S1 для всех ветвей схемы - суммируем.

Участок 1-6: S1 = 20,5 + j 6,9 МВА

Участок 1-13: S1 = 10,3 + j 4,7 МВА

Участок 1-15: S1 = 30,7 + j 12,3 МВА

Мощность источника равна S = 102,9 + j 42,4 МВА

1.8 Расчет установившихся режимов замкнутой схемы сети

Поскольку в варианте Б схемы развития сети участки 1-13 и 1-6 не отличаются от аналогичных участков схемы варианта А, то расчет установившихся режимов ведем только для замкнутой схемы с узлами 1-8-15.

Разрежем питающий узел 1 и получим сеть с 2-хсторонним питанием .

Расчет производим в 2 этапа:

- без учета потерь мощности;

- с учетом потерь мощности.

Схема сети изображена на рис.9

1.8.1 Расчет установившегося режима без учета потерь мощности

Определим поток мощности на головном участке 13

S3 ( Z*35+ Z*15) + S5 Z*15

S13 = ----------------------------------- (19)

Z*13 + Z*35 + Z*15

где Z*13 ,Z*35 , Z*15 - сопряженные длины участков кольцевой схемы.

(40+j19,4)(43 -j44 +8,4 - j28,4)+(30+j14,5)(8,4 - j28,4)

S13 = ----------------------------------------------------------- = 39,8 + j8,5 МВА

(9,6-j32,4+43-j44+8,4-j28,4)

2) По первому закону Кирхгофа определим потоки мощности на остальных участках:

S35 = S13 - S3 = 39,8 + j 8,5 - 40 -j19,4 = -0,2 - j10,8 МВА

S15= S5 - S35 = 30 + j14,5 - (-0,2 -j10,8) = 30,2 + j 25,36 МВА

Проверка: S = 0

Для узла 3: S13 - S3 - S35 = 0

39,8 + j 8,5 - 40 - j19,4 - (-0,2 -j10,8) = 0

1.8.2 Расчет установившегося режима с учетом потерь мощности

1) Определяем потери мощности на уч.55'. Потери мощности определяем при раздельной работе 2-x трансформаторов Т3 по формулам (15…18)

Рт5 = Рхх + ² Ркз = 36 + 0,42² 172 = 65,9 кВт = 0,07 МВт

_________

= S₅ /n Sном = 30² +14,5 ² / 2 40 = 0,42

Uк Sном 10,5 40000

Qт5 = Qхх + ² Qобм = Qхх + ² -------------- = 260 + 0,42² ---------------- =

100 100

= 989,2 квар = 0,99Мвар

Sт5 = 0,07 + j 0,99 МВА

2) Определяем мощность в начале участка 55'

Sн55'= S5 + Sт5 = 30+ j14,5 + 0,07 + j 0,99 = 30,07 + j15,52 МВА

3) Потери в шунте 4 определятся

Sш4 = U²₁ Y4 = 110² (-j 127,5 10^-6 ) = -j 1,54 МВА

4) Определяем мощность в конце участка 35

Sк35 = Sн55' + Sш4 = 30,07 + j15,52 + (-j 1,54 ) = 30,07 + j 13,98 МВА

5) Определяем потери мощности в линии на участке 35

(Sк35 )² 30,07² + 13,98²

S35 = ----------- Z23 = ------------------- (43 +j 44) = 3,9 + j4,0 МВА

(U1 )² 110 ²

6) Мощность в начале линии 35 с учетом шунта 3 определится

Sн35 = Sк35 + S35 + Sш3 =30,07 + j13,98 + 3,9 + j4,0 + (-j1,54) = 34,97 + j16,43 МВА

7) Определяем потери мощности на уч.33' . Потери мощности определяем при раздельной работе 2-x трансформаторов Т3 по формулам (15…18) и они составляют

Sт = 0,09 + j 1,56 МВА (см. п. 3.7)

8) Определяем мощность в начале участка 33'

Sн33'= Sк3'3'' + Sт = 40+ j19,4 + 0,09 + j1,56 = 40,1 + j20,9 МВА

9) Потери в шунте 2 определятся

Sш2 = U² Y2 = 110² (-j112,4 10^-6 ) = -j1,36 МВА

10) Определяем мощность в конце участка 33' с учетом шунта 2

Sк13 = Sн33' + Sш2 + Sн35 = 40,1 + j20,9 + (-j1,36) + 33,97 + j16,43 = 74,06 + j 36 МВА

10) Определяем потери мощности в линии на участке 13

(Sк13 )² 74,06² + 36²

S13 = ----------- Z13 = ------------------- (9,6 +j 32,4) = 5,4 + j 18,2 МВА

(U)² 110 ²

12) Мощность в начале участка 13 определится

Sн13 = Sк13 + S13 = 74,06 + j 36 + 5,4 + j 18,2 = 79,4 + j54,16 МВА

13) Мощность источника S1 определится

S1 = Sн13 + Sш1 = 79,4 + j54,16 + (- j1,36) = 79,4 + j52,8 МВА

14) Определяем напряжение в узлах 3 и 3' ( не учитывая поперечную составляющую , т.к. U < 220кВ)

Рк13 R13 + Qк13 X13 74,069,6 + 36 32,4

U3 = U1 - ------------------------------ = 110 - ------------------------------- = 92,9 кВ

U1 110

13) Продольная составляющая падения напряжения в трансформаторе (без трансформации)

Рк33'' Rт + Q к33'' Xт 401,44 + 19,4 34,8

U3' = ------------------------------ = ------------------------------ = 7,9 кВ

U3 92,9

14) Поперечная составляющая падения напряжения в трансформаторе

Рк 33''Х т - Q к33'' Rт 40 38,4 - 19,4 1,44

U3 = ------------------------------ = ------------------------------ = 14,7 кВ

U3 92,9

15) Напряжение потребителя определится

U3' = U3 - U3 - U3 = 92,9 - 7,9 - j14,7 = 85 - j14,7 = 86,3е -^j10є

____________

U = 85² + 14,7² = 86,3 кВ

tg = -14,7 / 85 = -0,17 отсюда = -10

16) Определяем коэффициент трансформации

nт = U1 / U2 = 110 / 10 = 11

17) Определяем напряжение в узле 3' с учетом трансформации

U3 = U3 / nт = 85 / 11 = 7,8 кВ

18) Определяем напряжение в узлах 5 и 5' ( не учитывая поперечную составляющую , т.к. U < 220кВ)

Рк35 R35 + Qк35 X35 30,07 43 + 13,98 44

U5 = U 3 - ------------------------------ = 92,6 - ------------------------------- = 72,4 кВ

U3 92,6

19) Продольная составляющая падения напряжения в трансформаторе (без трансформации)

Рк55'' Rт + Q к55'' Xт 301,44 + 13,98 34,8

U5' = ------------------------------ = ------------------------------ = 7,6 кВ

U5 72,4

20) Поперечная составляющая падения напряжения в трансформаторе

Рк 55''Х т - Q к55'' Rт 30 38,4 - 13,98 1,44

U5' = ------------------------------ = ------------------------------ = 14,1 кВ

U3 72,4

21) Напряжение потребителя в узле 5' определится

U5 = U5 - U5' - U5' = 72,4 - 7,6 - j14,1 = 64,8 - j14,3 = 66,3е -^j12є

____________

U = 64,8² + 14,1² = 66,3 кВ

tg = -14,1 / 64,8 = -0,21 отсюда = -12

22) Определяем коэффициент трансформации

nт = U1 / U2 = 110 / 10 = 11

23) Определяем напряжение в узле 5' с учетом трансформации

U3 = U3 / nт = 66,3 / 11 = 6 кВ

24) Рассчитаем потоки мощности на участке 51. Мощность в конце линии 51 без учета потерь мощности

Sк51 = 30,2 + j25,36 МВА

Потери мощности на участке 51 определятся

(Sк51 )² 30,2² +25,36 ²

S 51 = ----------- Z51 = ------------------- (8,4+j 28,4) = 1,1 + j 3,7 МВА

(Uн )² 110 ²

25) Мощность в начале линии 15

Sн15= Sк15 + S15= 30,2 + j25,36 + 1,1 + j 3,7 = 31,3 + j 29 МВА

26) Мощность, потребляемая от источника кольцевой схемой, определится

S = S1 + Sн15 = 79,4 + j52,8 + 31,3 + j 29 = 110,7 + j81,8 МВА

Общая мощность источника определится как сумма мощностей, потребляемых кольцевой схемой и радиальными ветвями 1-15 и 1-8.

Sн115= 20,5 + j 6,9 МВА

Sн18= 10,3 + j 4,7 МВА

S = 110,7 + j81,8 +20,5 + j 6,8 +10,3 + j 4,7 = 141,5 + j 93,4 МВА

1.9 Технико-экономическое сравнение вариантов

Cопоставление вариантов схемы сети осуществляют в результате расчета сравнительной экономической эффективности капитальных вложений.

Экономическим критерием является минимум приведенных затрат

З = Ен К + И + У , (20)

где Ен - нормативный коэффициент сравнительной эффективности

капитальных вложений; Ен = 0,12 1/год;

К - капитальные вложения, тыс. руб;

И- ежегодные эксплуатационные расходы , тыс. руб /год;

У - математическое ожидание ущерба от нарушения эл. снабжения, тыс.руб

K = Kвл + Kпс (21)

Эксплуатационные расходы включают в себя :

- расходы на содержание ВЛ : Ивл ;

- расходы на содержание эл. оборудования ПС: Ипс ;

- издержки на потерю эл. энергии : ИДw .

Издержки на оборудование состоят из отчислений:

- на амортизацию Иа;

- на ремонт Ир;

- на заработную плату Ио.

И = ИЭ + ИДw (22)

ИЭ = Иа + Ир + Ио = э Kвл, (23)

где э - коэффициент эксплуатационных расходов, э = 2,8% [ 3,т.6.1 ].

Издержки на потерю эл. энергии определяются:

ИДw = вДW, (24)

где ДW - потери эл. энергии в линиях и трансформаторах, МВтч;

в - стоимость потерь эл. энергии, в= 1,5 10-2 т.руб/МВтч

ИДW = в (ф · ДРmaх + 8760ДРхх ) (25)

ф - время потерь, ч;

ДРхх - потери холостого хода трансформатора, МВт .

ф = (0,124 + Тmaх / 104)2 · 8760 (26)

ДРmaх =3 I2max5 · Rвл , (27)

где Imax5 - максимальный ток на 5год эксплуатации, кА;

Rвл- сопротивление линии, Ом ( из табл.5 и7).

Результаты расчетов по формулам заносим в таблицы 10 и 11.

Таблица 10 - Экономический расчет схемы А

Ветвь	1-6	1-8	1-13	1-15
Сечение, мм2	2Ч95/16	2Ч150/19	150/19	2Ч150/19
Kвл, т.руб/км	166	178,5	178,5	178,5
Imax 5, кА	0,079	0,177	0,177	0,177
Rл,Ом	11	2,5	2,5	2,5
L,км	70	110	54	72
ДРmaх,МВт	0,211	0,235	0,235	0,235
ДРхх, МВт	0,019	0,036	0,036	0,036
Итого З,т.руб:	96000,7 т.руб

Таблица 11 - Экономический расчет схемы Б

Ветвь	1-6	1-8	1-13	1-15	8-15
Сечение,мм2	2Ч95/16	2Ч150/19	150/19	150/19	95/16
Kвл, т.руб/км	166	178,5	178	178,5	106
Imax 5, кА	0,080	0,177	0,080	0,177	0,035
Rл, Ом	11	2,5	18,6	8,4	43
L, км	70	110	54	72	70
ДРmaх, МВт	0,211	0,235	0,357	1,892	0,158
ДРхх, МВт	0,019	0,036	0,014	0,036	--
Итого З,т.руб	75900 т.руб

Вариант схемы Б экономичнее варианта схемы А, а потери напряжения у потребителя меньше в варианте схемы А. Окончательно выбираем вариант Б, т.к. он более надежен.

Для повышения напряжения у потребителя применяем установку компенсирующих устройств.



СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Кудрин Б.И. Системы электроснабжения : учеб. пособие для вузов [Гриф УМО] /. - М. : Академия, 2011. - 351 с.

2. Лыкин А.В. Электрические системы и сети: Учеб. Пособие вузов [Гриф УМО] . - М.: Университетская книга; Логос, 2008.-253 с.

3. Быстрицкий Г.Ф., Кудрин Б.И. Выбор и эксплуатация силовых трансформаторов : учеб. пособие для вузов [Гриф УМО] ; - М. : Академия, 2003. - 174 с.

4. Карапетян И. Г, Файбисович Д.Л., Шапиро И.М., Файбисович Д.Л. Справочник по проектированию электрических сетей. Изд-во: ЭНАС, 2012. -376 с.

5. Кужеков С. Л., Гончаров. С.В. Городские электрические сети : учеб. пособие - Ростов н/Д : МарТ, 2001. - 255 с.

6. Макаров Е. Ф. Обслуживание и ремонт электрооборудования электростанций и сетей : учебник для нач. проф. образования - М. : Академия ; М. : Институт развития профессионального образования, 2003. - 442 с.

7. Рожкова Л. Д., Карнеева Л.К., Чиркова Т.В. Электрооборудование электрических станций и подстанций: учебник для среднего проф. образования [Гриф Минобразования РФ] - 5-е изд., стер. - М.: Академия, 2008. - 447 с.

8. Макаров Е.Ф. Справочник по электросетям 0,4 - 35, 110 - 1150кВ.2том 2003г

9. Правила устройства электроустановок.7-е издание. С - П. 2003.

10. Идельчик В.И. Электрические системы и сети: Учеб. для вузов. М.: Энергоатомиздат, 1989.

11. Справочник по проектированию электроэнергетических систем / Под ред. С.С. Рокотяна, И.М. Шапиро и др. М.: Энергоатомиздат, 1985.

12. Kиселева И.П., Контобойцева М.Г., Окуловская Т.Я. Проектирование развития районной электрической сети: Задания и метод, указания к выполнению курсового проекта по дисциплине “Электрические сети и системы”. Екатеринбург: Изд-во Урал. гос. проф.-пед. ун-та, 2002.

13. Методы расчета параметров электрических сетей и систем Метод пособие по курсу “Электрические системы и сети” / С.С. Ананичева, А-Л Мызин. Екатеринбург: УГТУ - УПИ, 2001.

14. Методы анализа и расчета замкнутых электрических сетей: Учеб. пособие / С.С. Ананичева, А.Л. Мызин. Екатеринбург: УГТУ - УПИ, 2001.

15. Схемы замещения и установившиеся режимы электрических сетей: Учеб. пособие / С.С. Ананичева, А.Л- Мызин. Екатеринбург- УГТУ УПИ, 2001.



Размещено на Allbest.ru