Разработка вариантов развития сети электроснабжения потребителей

Российский государственный профессионально педагогический университет Институт Электроэнергетики и Информатики Электроэнергетический факультет Кафедра автоматизированных систем электроснабжения

Курсовой проект

По дисциплине: «Электрические сети и системы»

Вариант 27

Выполнил: студент гр. ЭС-303

Бекиров В.В.

Проверил: Морозова И.М.

Екатеринбург

• Схема развития районной сети
• Разработка вариантов развития сети
• 1 Выбор варианта сети
• 2 Выбор номинального напряжения сети
• 3 Расчет тока нагрузки и выбор сечения проводов
• 4 Расчет схем замещения
• 5 Выбор силовых трансформаторов
• 6 Расчёт установившегося режима
• 6.1 Расчет радиальной сети
• 6.2 Расчет установившихся режимов замкнутой сети
• 6.2.1 Расчет установившегося режима без учета потерь мощности
• 6.2.2 Расчет установившегося режима с учетом потерь мощности
• 7 Технико-экономическое сравнение вариантов
• Список использованной литературы
• Исходные данные

Схема развития районной сети

Дополнительные исходные данные:

· Cosф=0,9-для всех нагрузок;

· В узле 13 потребители 3 категории надежности, в остальных узлах состав потребителей одинаков: 1 категории-30%, 2−30%, 3−40%;

· Тmax нагрузок- 6500 часов;

· Масштаб: 1 см=20 км;

· Номер района по гололеду — 1;

· Номер ветрового района — 2;

· Характер местности — ненаселенная;

· Минимальная температура t= - 40 C

· Максимальная температура t=32 C

· Эксплуатационная температура t=8 C

· Длина пролета: L=240 м.

Разработка вариантов развития сети

напряжение сеть трансформатор провод

При разработке вариантов развития сети электроснабжения потребителей, учтены следующие обстоятельства:

1. Узел 6 с нагрузкой Р=25 МВт имеет потребителей 1 и 2 категорий и в обоих случаях питается по двум одноцепным линиям длиной 46 км.

2. Присоединение потребителей узла 8 с нагрузкой Р=40 МВт может быть выполнено различными способами:

— по разомкнутой (радиальной) схеме (вариант А), тогда потребители узла 1 и 2 категорий будут получать энергию по двум одноцепным линиям длиной 84 км.

— по кольцевой (вариант Б) схеме, тогда потребители будут получать питание от ИП 1 по одной одноцепной линии длиной 84 км и от узла 15 по одной одноцепной линии. Длина проектируемой линии 8−15 равна 60 км.

3. Узел 13 с нагрузкой Р=15 МВт содержит потребителей 3 категории надежности, поэтому электроснабжение этого узла осуществляется по одной одноцепной линии длиной 30 км.

4. Узел 15 с нагрузкой Р=35 МВт имеет потребителей 1 и 2 категорий надежности. В первом варианте его электроснабжение осуществляется по двум одноцепным линиям электропередачи длинной 64 км. Во втором случае электроснабжение этого узла осуществляется по одной одноцепной линии длиной 64 км.

1 Выбор варианта сети

Для построения рациональной конфигурации сети для заданного расположения потребителей намечаем два варианта, из которых на основе технико-экономического сравнения вариантов выбирается лучший. Выбранный вариант должен обладать необходимой надёжностью, экономичностью, гибкостью.

Схема А

Схема Б

2 Выбор номинального напряжения сети

1.Выбираем номинальное напряжение. Величина номинального напряжения узла зависит от передаваемой мощности и длины линии электропередач. Для выбора номинального напряжения воспользуемся формулой Илларионова.

где L — длина линии электропередач, км;

Р — передаваемая по линии мощность, МВт;

U — рекомендуемое напряжение, кВ.

2.Результаты расчёта по формуле Илларионова для двух вариантов схем районной сети сводим в таблицу 1.1 .

Таблица 1.1 — Выбор номинального напряжения сети

Учитывая длины линий электропередач и передаваемую по линиям мощность для всех линий рассматриваемых схем, выбираем окончательно класс номинального напряжения 110кВ.

3 Расчет тока нагрузки и выбор сечения проводов

Для расчёта токов нагрузки в линиях определяем распределение мощности в проектируемой сети. Для схемы А:

Р1 — 6 = Р6 = 25 МВт

Р1 — 8 = Р8 = 40 МВт

Р1 — 13 = Р13 = 15 МВт

Р1 — 15 = Р15 = 35 МВт

В номинальном режиме расчетный ток Ip, А определяется формулой.

где Imax5 — максимальный ток линии на пятый год эксплуатации, А;

Р — передаваемая мощность кВт;

Uном — номинальное напряжение сети, кВ;

n — число цепей ЛЭП;

cosц — коэффициент активной мощности;

Nчисло расщеплений проводов.

Максимальный ток на пятый год эксплуатации Imax5

Imax5 = Ip бi бT

бi — коэффициент, учитывающий изменение нагрузки по годам эксплуатации линии;

бTкоэффициент, учитывающий число часов использования максимальной нагрузки линии Tmax и коэффициент ее попадания в максимум энергосистемы Км.

Для линии 110 кВ значение бi принимается равным 1,05, а бT =1,3 (1, с. 158, табл. 4.9) при Км=1,0 и Тмах >6000 ч.

Выбираем по экономическим интервалам сечение проводов для двухцепной линии напряжением 110кВ выполненных на стальных опорах первый район по гололеду.

Iдоп?Iмах5

где Iдоп — допустимый ток;

Iмах5 — расчётный ток линии на пятый год эксплуатации на одну линию, А.

Уточняем допустимый ток с учетом температуры окружающей среды

Iдоп ос=Iдоп*kос

где kос = 0.94 [2, c292, табл. 7.13]

Проверяем выбранные провода на нагрев в аварийном режиме

Iав=2*Iмах5 ?Iдоп

Результаты расчетов выбора сечений проводов для схемы, А сведены в таблицу:

Для кольца 1−8-15 находим активную мощность на головных участках 1−8 и 1−15.

Проверка:

P1.8+P1.15=P8+P15

40,38+34,61=40+35

75МВт=75 МВт

Результаты выбора сечения проводов для схемы Б занесены в таблицу:

Проверка на аварийный режим производится для двух случаев:

А) обрыв линии 1−8;

Б) обрыв линии 1−15;

Обрыв линии 1−8

определим потоки мощности

Рав=35+40=77

4 Расчет схем замещения

Исходными данными для расчета схемы замещения являются справочные данные выбранных марок проводов, приведенных выше в таблицах.

Расчет схемы замещения варианта А

xл = xo •? / n

Rл= Ro •? / n

xo, Ro — удельные реактивное и активное сопротивления линии, Ом/км.

n — число цепей.

? — длина линии в км.

Проводимости линии определяются по формулам:

Gл= g•? n

U? 110 к В Gk = 0

Вл = Во? n

Bo — удельная проводимость линии, см/км.

Расчеты по формулам сведены в таблицу :

Данные схемы замещения варианта А

Расчет схемы замещения варианта развития сети Б ведется аналогично предыдущим расчетам по справочным данным выбранных сечений проводов.

Расчет схемы замещения варианта Б

Активное, реактивное сопротивления и проводимости линий определяются по формулам, приведенным выше.

Результаты расчетов сведены в таблицу.

Данные схемы замещения варианта Б

5 Выбор силовых трансформаторов

Число и мощность трансформаторов не зависят от схемы, а зависят от категории и мощности электроприемников. Для потребителей 1 и 2 категорий необходимо устанавливать не менее двух трансформаторов, а для потребителей 3 категории достаточно одного трансформатора.

Мощность трансформаторов определяется формулой: Sт? Sp/(kав (n-1)),

где Sp — расчетная мощность подстанций, Sp=P/cosц;

Kав — коэффициент аварийных перегрузок;

n — число трансформаторов;

Мощность трансформатора: Sтр= Sp/kав

Для потребителей I, II, категории будем выбирать двух трансформаторные подстанции.

Выбор силовых трансформаторов для схемы, А и Б

Справочные данные выбранных силовых трансформаторов сведены в таблицу

Данные силовых трансформаторов

Схемы замещения силовых трансформаторов рассчитываем по формулам:

Z'=Z''=Rтр+jXтр

R'=R''=2Rтр — значение активных сопротивлений;

X'=X''=1,8Xтр — значение индуктивных сопротивлений для трехфазных трансформаторов;

Sхх=?Pxx+j?Qxx.

6 Расчёт установившегося режима

Наносим на схему замещения потоки мощности.

Расчет производим итерационным методом по данным «конца».

6.1 Расчет радиальной сети

1. Определение мощности в конце схемы.

Sк1−6' = 25+j12,1MBA

Sк1−8'= 40+j19,4MBA

Sк1−13' = 15+j7,26 MBA

Sк1−15' = 35+j16,94MBA

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

3. Расчет ведем по данным конца:

Определяем потери мощности в силовом трансформаторе.

ДSт = ДРт+ jДQт,

Где ДРт — потери активной мощности в трансформаторе, МВ;

ДQт — потери реактивной мощности в трансформаторе, Мвар.

ДРт = ДРxx+ в2н ДРкз,

Где — ДРxx — потери холостого хода трансформатора, кВт;

в — коэффициент загрузки трансформатора;

ДРкз — потери короткого замыкания, кВт.

в= Sк/NSном

Где — Sк — полная мощность потребителя;

Sном — номинальная мощность трансформатора, МВА;

N — количество трансформаторов.

ДQт = ДQxx+ в2 ДQобм,

Где ДQxx — потери реактивной мощности в трансформаторе на холостом ходу, Мвар;

ДQобм — потери реактивной мощности в обмотках, квар.

Расчеты по формулам заносим в таблицу

4. Определяем мощность в начале участков 66', 88', 1313', 1515'.

Sн66' = Sк66' + ДSт6 = 25,1+j13,52MBA

Sн88' = Sк88' + ДSт8 = 40,09+j20,98 MBA

Sн1313' = Sк1313' + ДSт13 = 15,11+j9,31MBA

Sн1515' = Sк1515' + ДSт15 = 35,1+j18,35MBA

5. Определяем потери мощности в шунте.

ДSш2−6' = U12 Yш2−6' = -j1,1 MBA

ДSш2−8' = U12 Yш2−8' = -3,27 МВА

ДSш2−13' = U12 Yш2−13'= -j0,22 МВА

ДSш2−15' = U12 Yш2−15' = -j2,15 MBA

6. Определим мощности конца участков.

Sк1−6 = Sн66 + ДSш2−6' = 25,1 + j12,1 MBA

Sк1−8 = Sн88 ДSш2−8' = 40,09+ j17,71 MBA

Sк1−13 = Sн1313+ ДSш2−13' = 15,11 +j9,19 MBA

Sк1−15 = Sн1515' + ДSш2−15' = 35,1+j16,2 MBA

7. Находим потери мощности на участках 1−6, 1−8, 1−13, 1−15.

ДS1−6 = (Sк1−6/U1)2 Z1−6 = 0,66 + j1,2MBA

ДS1−8 = (Sк1−8/U1)2 Z1−8 = 2,89 + 4,95 MBA

ДS1−13 = (Sк1−13/U1)2 Z1−13 = 0,29 + j0,604 MBA

ДS1−15 = (Sк1−15/U1)2 Z1−15 = 1,88 + j3,23MBA

8. Определяем мощность в начале участков 1−6, 1−8, 1−13, 1−15.

Sн1−6 = Sк1−6 + ДS1−6 = 25,76 + j14,4 MBA

Sн1−8 = Sк1−8+ДS1−8 = 43+ j22,7 MBA

Sн1−13= Sк1−13 + ДS1−13 = 15,39 +j9,7MBA

Sн1−15 = Sк1−15 + ДS1−15 = 37+j22MBA

9. Реактивная мощность, генерируемая линиями 1−6, 1−8, 1−13, 1−15 в начале участков:

Qсн1−6= -j1,1 MBA

Qсн1−8 = -j3,27МВА

Qсн1−13 =-j0,22 Мвар

Qсн1−15 =-j 2,15 Мвар

10. Мощность источника S1 определяется по формуле Sн1-х +? Qсн1х = S1

S1−6=25,76 + j13,3 МВА

S1−8 =43+ j19,4 МВА

S1−13= 15,39 +j9,5 МВА

S1−15= 32+j20МВА

11. Определяем напряжения в узлах 6−6', 8−8', 13−13', 15−15' (не учитывая поперечную составляющую, т.к. U<220 кВ) по формуле: Uх = U1-((Pк1хкR1х + Qк1хкX1х)/U1)

U6'= 107,6 кВ

U8' =10,3кВ

U13'=108,13 кВ

U15' = 105,45 кВ

12. Продольная составляющая падения напряжения в трансформаторе (без трансформации) определяется по формуле: ?Uх = (PкххкRт + QкххкXт)/Ux

?U6 =4,25 кВ

?U8 = 7 кВ

?U13 =6,43 кВ

?U15 = 6 кВ

13. Поперечная составляющая падения напряжения в трансформаторе определяется по формуле: д U у' = (Pkxx*Xт + Qkxx*Rт)/Ux

д U6=8,25 кВ

д U8=13,7 кВ

д U13=12,3 кВ

д U15= 11,8кВ

14.Напряжение потребителя определяется по формуле: Ux= Ux — ?Uхд Ux

U6=103,7е-j4,6 кВ

U8 = 97,3е-j8 кВ

U13 =102,5е-j6,9 кВ

U15 = 100,2е-j6,8 кВ

15. коэффицент трансформации определяется: nт=U1/U2=110/10=11

16. Определяем напряжение в узлах 6, 8, 13, 15 с учетом трансформации:

U6= U6 / nт = 103,7 /11=9,43 кВ

U8 = U8/ nт = 97,3/11=8,85 кВ

U13 = U13/ nт = 102,5/11=9,32 кВ

U15 = U15/ nт = 100,2/11=9,11 кВ

17. Проверка: ?U%= (U1 — Ux) 100/ U1

?U%6 = (110−107,5)100/110=2,3% <5%

?U%8 = (110−104,6)100/110= 4,9% <5%

?U%13 =(110−107)100/110= 2,7 <5%

?U%15 = (110−106,4)100/110 = 3,3 <5%

После расчета установившихся режимов схемы развития сети, получившиеся значения мощности источников S1 для всей схемы — суммируем:

Участок 1−6= 25,76 + j13,3

Участок 1−8 = 43+ j19,4

Участок 1−13 = 15,39 +j9,5

Участок 1−15 = 37+j20

Мощность источника равна S= 121,15+j62,2.

6.2 Расчет установившихся режимов замкнутой сети

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

Разрезаем питающий узел 1 и получим сеть с 2-х сторонним питанием.

Расчет производим в 2 этапа:

— без учета потерь мощности,

— с учетом потерь мощности.

6.2.1 Расчет установившегося режима без учета потерь мощности

1. Поток мощности на головном участке1−15 по формуле:

S1−8= (S8(Z 8−15+ Z1−15)+S15 Z1−15) / (Z1−8 +Z15−8+Z1−15)= 28,29+j20,56 МВА

2. По закону Кирхгофа определим потоки мощности на остальных участках:

S8−15 = S1−8 -S8 = 28,29+ j20,56 — 40 — j19,4 = -11,71 + j1,16 МВА

S1−15 = S15 -S8−15 = 35+j16,94 +11,71- j1,16 = 46,71 + j15,78 МВА

6.2.2 Расчет установившегося режима с учетом потерь мощности

1. Определим потери мощности на участке 15−15 при раздельной работе двух трансформаторов.

ДSт =0,07+j1,27МВА

2. Определим мощность в начале участка 15−15:

Sн15−15 = S15 + ДSт =35+j16,94+0,07+j1,27 = 35,07+j18,21МВА

3. Потери в шунте 15:

ДSш15 = U12 · Y*ш15 = -j2,17МВА

4.Определяем мощность в конце участка 8−15:

Sк8−15 = Sн15−15+ ДSш13 = 35,07+ j16,04 МВА

5. Определяем потери мощности в линии 8−15:

ДS8−15 =(Sк8−15/U1)2 Z8−15 =3,16 +j3,27 МВА

6. Мощность в начале линии 8−15 с учетом шунта:

Sн 8−15 = Sк8−15 + ДS8−15 + ДSш15 = 38,23 + j17,14 МВА

7. Определяем потери мощности на участке 8−8' аналогично тому, как рассчитывали ранее.

ДSт = 0,09+j1,56MBA

8. Мощность в начале узла 8−8':

Sн8−8 = Sк88 + ДSт = 40,1 +j21МВА

9. Потери в шунте 8 определяются:

ДSш8 = U12 · Yш8 = - j2,8 MBA

10. Определяем мощность в конце участка 8−8' с учетом шунта 8:

Sк1−8 = Sн8−8 + ДSш8 + Sн 8−15 = 78,3 +j35,6 MBA

11. Определяем потери мощности в линии участка 1−15:

ДSт1−8 =(Sк1−8/U1)2 Z1−8 = 8,32 + j21,26 MBA

12. Мощность в начале участка 1−15 определяется:

Sн1−8 = Sк1−8 + ДSт1−8 = 78,3 +j35,6 + 8,32 + j21,26 = 86,62 + j56,86 MBA

13. Мощность источника S1 определяется:

S1= Sн1−8 + ДSш1 =86,62 + j55,5 MBA

14. Напряжение в узлах 8 и 8' определяется без учета поперечной составляющей, т.к. U<220 кВ.

U8= U1-=110-кВ

15. Продольная составляющая падения напряжения в трансформаторе (без трансформации):

?U15==8,29 кВ

16. Поперечная составляющая падения напряжения в трансформаторе:

дU18==11,87 кВ

17. Напряжение потребителя определяется:

U'8 = U8 — ?U8 — дU8 = 88,4- 8,29 — j17,06 = 80,11 — j17,06

U= 81,9е-j12 кВ

18. Определяем коэффициент трансформации:

nт=U1/U2=110/10=11

19. Определяем напряжение в узле 8' с учетом трансформации:

U3'= U3/ nт = 81,9/11=7,5 кВ

20. Определяем напряжение в узлах 15 и 15' (не учитывая поперечную составляющую)

U8= U8-=88,4 ;

21. Продольная составляющая падения в трансформаторе (без трансформации)

?U15==8,77 кВ

22. Поперечная составляющая падения напряжения в трансформаторе:

дU15==16,35 кВ

22. Напряжение потребителя в узле 15' определяется:

U15' = U15 — ?U15 — дU15 = 73- 8,77 — j16,35 = 64,23 — j16

U= 66,27 е-j14,2

23. Определяем коэффициент трансформации:

nт=U1/U2=110/10=11

24. Напряжение узла 15' с учетом трансформации:

U3'= U3/ nт = 66,3/11=6 кВ

25. Потоки мощности на участке:

Sк15−1= 46,71 + j16,8 МВА

Потери мощности:

ДS15−1 =(Sк15−1/U1)2 Z15−1 =1,6 +j5,4 МВА

26. Мощность в начале 1−15:

Sн 1−15= Sк1−15 + ДS1−15 = 46,71 + j16,8 +1,6 +j5,4 = 48,31+ j22,2 МВА

27. Мощность, потребляемая от источника кольцевой схемой:

S=S1 + Sн 1−15 = 86,62 + j55,5+ 48,31+ j22,2 = 134,93 + j77,7 МВА

Общая мощность источника:

S=134,93 + j77,7 + 25,76 + j13,3+ 15,39 +j9,5= 176,08 + j100,5МВА

7 Технико-экономическое сравнение вариантов

Экономическим критерием является минимум произведенных затрат:

Зн = Ен Ч К + U + У,

где Ен — нормативный коэффициент сравнительной эффективности капитальных вложений, Ен = 0,12 1/год;

К — капитальные вложения, тыс.руб.;

U — ежегодные эксплутационные расходы, тыс.руб./год;

У — математическое ожидание ущерба от нарушения электроснабжения.

К = Квл + Кпс Издержки на оборудование состоят из отчислений на амортизацию, расходов на ремонт и отчислений на заработную плату.

U = Ua + Up + Uo + U? W,

где Ua + Up + Uo = Uэ.

Ua = ба Ч К;

Uр = бр Ч К;

Uэ = бэ Ч К, где бэкоэффициент эксплутационных расходов, бэ = 2,8%.

Издержки на потерю электроэнергии определяются:

U?W = в Ч? W,

где встоимость потерь электроэнергии, в = 1,5Ч10−2 тыс. руб./МВтч;

?W — потери электроэнергии в линиях и трансформаторах.

U?W = в (фЧ?Рmax + 8760Ч? Рхх),

где ф — время потерь, ч.

ф = (0,124 + Тmax/104)2Ч8760;

?Pmax — максимальная нагрузка, МВт.

?Pmax = 3I2max Ч R.

При расчете исключаем затраты на одинаковые элементы Результаты расчетов по формулам заносим в таблицы 7.1 и 7.2

Таблица — Экономический расчет схемы А

ТаблицаЭкономический расчет схемы Б

1.Справочник по проектированию электрических систем. Под. ред. С. С. Рокотяна и И. М. Шапиро. М., «Энергия»., 1971.

2. Электрические сети и системы. Под. ред. В. М. Блока. М.: Высш. шк., 1986. 430с.: ил.