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
Оглавление
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
.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.
.Результаты
расчёта по формуле Илларионова для двух вариантов схем районной сети сводим в
таблицу 1.1 .
Таблица 1.1 - Выбор номинального напряжения сети
Вариант схемы
|
Схема А
|
Схема Б
|
участок
|
1-6
|
1-8
|
1-13
|
1-15
|
1-6
|
1-8
|
1-13
|
1-15
|
8-15
|
Мощность, МВт
|
25
|
40
|
15
|
35
|
25
|
75
|
15
|
75
|
40
|
Длина, км
|
46
|
84
|
30
|
64
|
46
|
84
|
30
|
64
|
60
|
Напряжение, кВ
|
94,97
|
120,9
|
73,86
|
112,36
|
94,97
|
159,7
|
73,86
|
156
|
117,5
|
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;- число цепей ЛЭП;
cosφ - коэффициент активной мощности;
N-
число расщеплений проводов.
Максимальный ток на пятый год эксплуатации Imax5
Imax5
= Ip
αi αT
αi - коэффициент, учитывающий изменение нагрузки по годам
эксплуатации линии;
αT- коэффициент, учитывающий число
часов использования максимальной нагрузки линии Tmax и коэффициент ее попадания в максимум энергосистемы
Км.
Для линии 110 кВ значение αi принимается равным 1,05, а αT =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;мах5 - 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:
Участок сети
|
Pmax, МВт
|
IP, А
|
Imax5, А
|
q, мм2
|
Марка провода
|
Iдоп, А
|
Iдоп о.с., А
|
Iав, А
|
1-6
|
25
|
84,43
|
115,24
|
120
|
2АС-120/19
|
390
|
343
|
230
|
1-8
|
40
|
106,12
|
144,85
|
120
|
2АС-120/19
|
390
|
343
|
289,7
|
1-13
|
15
|
130,28
|
177,83
|
150
|
АС-150/19
|
450
|
396
|
-
|
1-15
|
35
|
99,91
|
136,38
|
120
|
2АС-120/19
|
390
|
343
|
272,8
|
Для кольца 1-8-15 находим активную мощность на головных участках 1-8 и
1-15.
Проверка:
.8+P1.15=P8+P15
,38+34,61=40+35
МВт=75 МВт
Результаты выбора сечения проводов для схемы Б занесены в таблицу:
Участок сети
|
Р, МВТ
|
IP, А
|
Imax5, A
|
q, мм2
|
Марка провода
|
I доп, А
|
Iдоп о.с., А
|
Iав, А
|
1-6
|
25
|
84,43
|
115,24
|
120
|
2АС-120/19
|
390
|
343
|
230
|
1-8
|
34,61
|
139,03
|
189,78
|
185
|
АС-185/24
|
520
|
457,5
|
379,56
|
1-13
|
15
|
130,28
|
177,83
|
150
|
АС-150/19
|
450
|
396
|
355,7
|
1-15
|
40,38
|
166,05
|
226,6
|
240
|
АС-240/32
|
605
|
605
|
453,2
|
8-15
|
5,38
|
29,38
|
7,84
|
70
|
АС-70/11
|
265
|
265
|
415,68
|
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
Участок сети
|
P, МВт
|
L, км
|
Марка провода
|
Ro, Ом/км
|
xo, Ом/км
|
Bo, см/км
|
Q, Мвар
|
1-6
|
25
|
46
|
2АС-120/19
|
0,249
|
0,427
|
2,66
|
0,0355
|
1-8
|
40
|
84
|
2АС-120/19
|
0,249
|
0,427
|
2,66
|
0,0355
|
1-13
|
15
|
30
|
АС-150/19
|
0,198
|
0,42
|
2,7
|
0,036
|
1-15
|
35
|
64
|
2АС-120/19
|
0,249
|
0,427
|
2,66
|
0,0355
|
л = xo ∙ ℓ / nл= Ro ∙ ℓ / n
, Ro - удельные реактивное и активное сопротивления линии, Ом/км.- число
цепей.
ℓ - длина линии в км.
Проводимости линии определяются по формулам:
Gл= g∙ ℓ n≤ 110 к В Gk = 0
Вл = Во ℓ n
- удельная проводимость линии, см/км.
Расчеты по формулам сведены в таблицу :
Данные схемы замещения варианта А
Участок сети
|
Rл, Ом
|
Xл, Ом
|
Bл 10-6 , Ом
|
Qс, Мвар
|
1-6
|
5,73
|
9,82
|
244,72
|
1,104
|
1-8
|
10,46
|
17,93
|
446,88
|
3,27
|
1-13
|
5,94
|
12,6
|
81
|
0,221
|
1-15
|
7,97
|
13,66
|
340,48
|
2,149
|
Расчет схемы замещения варианта развития сети Б ведется аналогично
предыдущим расчетам по справочным данным выбранных сечений проводов.
Расчет схемы замещения варианта Б
Участок сети
|
P, МВт
|
L, км
|
Марка провода
|
Ro, Ом/км
|
xo, Ом/км
|
Bo, см/км
|
Q , Мвар
|
1-6
|
25
|
46
|
2АС-120/19
|
0,249
|
0,427
|
2,66
|
0,035
|
1-8
|
34,61
|
84
|
АС-185/24
|
0,162
|
0,413
|
2,75
|
0,037
|
1-13
|
15
|
30
|
АС-150/19
|
0,42
|
2,7
|
0,036
|
1-15
|
40,38
|
64
|
АС-240/32
|
0,12
|
0,405
|
2,81
|
0,0375
|
8-15
|
5,38
|
60
|
АС-70/11
|
0,428
|
0,444
|
2,55
|
0,034
|
Активное, реактивное сопротивления и проводимости линий определяются по
формулам, приведенным выше.
Результаты расчетов сведены в таблицу.
Данные схемы замещения варианта Б
Участок сети
|
Rл, Ом
|
Xл, Ом
|
Bл 10 , Ом
|
Qс, Мвар
|
1-6
|
5,727
|
9,821
|
244,72
|
1,104
|
1-8
|
13,61
|
34,69
|
231
|
1,946
|
1-13
|
5,94
|
12,6
|
81
|
0,221
|
1-15
|
7,68
|
25,92
|
179,84
|
2,189
|
8-15
|
25,68
|
26,64
|
153
|
1,056
|
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/cosφ;
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
Узел
|
Активная мощность нагрузки
Р, МВт
|
Полная мощность нагрузки Sр,
МВА
|
Мощность трансформатора Sтр,
МВА
|
Тип трансформатора
|
6
|
25
|
27,78
|
19,84
|
2 ТРДН - 40
000/110
|
8
|
40
|
44,45
|
31,75
|
2 ТРДН - 40 000/110
|
13
|
15
|
16,67
|
12,82
|
ТДН - 16 000/110
|
15
|
35
|
38,89
|
27,78
|
2 ТРДН - 40 000/110
|
Справочные данные выбранных силовых трансформаторов сведены в таблицу
Данные силовых трансформаторов
Тип трансформатора
|
Uном, кВ
|
Uк, %
|
Рк, кВт
|
ΔРхх , кВт
|
Iхх, %
|
Rт, Ом
|
Xт, Ом
|
ΔQхх,
квар
|
ТДН - 16 000/110
|
115
|
10,5
|
85
|
19
|
0,7
|
4,38
|
86,7
|
112
|
ТРДН - 40 000/110
|
115
|
10,5
|
172
|
36
|
0,7
|
1,44
|
34,8
|
260
|
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
. Определение мощности в конце схемы.
Sк1-6’ = 25+j12,1MBAк1-8’= 40+j19,4MBAк1-13’ = 15+j7,26 MBAк1-15’ = 35+j16,94MBA
. 1 итерация: считаем, что U1=U2=110кВ
. Расчет ведем по данным конца:
Определяем потери мощности в силовом трансформаторе.
ΔSт = ΔРт+ jΔQт,
Где ΔРт - потери активной мощности в трансформаторе, МВ;
ΔQт - потери реактивной мощности в
трансформаторе, Мвар.
ΔРт = ΔРxx+ β2н ΔРкз,
Где - ΔРxx - потери
холостого хода трансформатора, кВт;
β - коэффициент загрузки
трансформатора;
ΔРкз - потери короткого замыкания,
кВт.
β= Sк/NSном
Где - Sк - полная мощность потребителя;
Sном -
номинальная мощность трансформатора, МВА;
N -
количество трансформаторов.
ΔQт = ΔQxx+ β2 ΔQобм,
Где ΔQxx - потери реактивной мощности в трансформаторе на холостом
ходу, Мвар;
ΔQобм - потери реактивной мощности в
обмотках, квар.
Расчеты по формулам заносим в таблицу
участок
|
β
|
ΔРт, МВт
|
ΔQт, Мвар
|
ΔSт,
МВА
|
1-6
|
0,555
|
0,09
|
1,08
|
0,09+j1,08
|
1-8
|
0,555
|
0,09
|
1,58
|
0,09+j1,58
|
1-13
|
1,111
|
0,124
|
2,05
|
0,124+j2,05
|
1-15
|
0,555
|
0,09
|
1,41
|
0,09+j1,41
|
. Определяем мощность в начале участков 66’, 88’, 1313’, 1515’.
Sн66’
= Sк66’ + ΔSт6 = 25,1+j13,52MBA
Sн88’
= Sк88’ + ΔSт8 = 40,09+j20,98 MBA
Sн1313’
= Sк1313’ + ΔSт13 = 15,11+j9,31MBA
Sн1515’
= Sк1515’ + ΔSт15 = 35,1+j18,35MBA
5. Определяем потери мощности в шунте.
ΔSш2-6’ = U12 Yш2-6’ = -j1,1 MBA
ΔSш2-8’ = U12 Yш2-8’ = -3,27 МВА
ΔSш2-13’ = U12 Yш2-13’= -j0,22 МВА
ΔSш2-15’ = U12 Yш2-15’ = -j2,15 MBA
. Определим мощности конца участков.
Sк1-6
= Sн66 + ΔSш2-6’ = 25,1 + j12,1 MBA
Sк1-8
= Sн88 ΔSш2-8’ = 40,09+ j17,71 MBA
Sк1-13
= Sн1313+ ΔSш2-13’ = 15,11 +j9,19 MBA
Sк1-15
= Sн1515’ + ΔSш2-15’ = 35,1+j16,2 MBA
. Находим потери мощности на участках 1-6, 1-8, 1-13, 1-15.
ΔS1-6 = (Sк1-6/U1)2 Z1-6 = 0,66 + j1,2MBA
ΔS1-8 = (Sк1-8/U1)2 Z1-8 = 2,89 + 4,95 MBA
ΔS1-13 = (Sк1-13/U1)2 Z1-13 = 0,29 + j0,604
MBA
ΔS1-15 = (Sк1-15/U1)2 Z1-15 = 1,88 + j3,23MBA
. Определяем мощность в начале участков 1-6, 1-8, 1-13, 1-15.
Sн1-6
= Sк1-6 + ΔS1-6 = 25,76 + j14,4 MBA
Sн1-8
= Sк1-8+ΔS1-8 = 43+ j22,7 MBA
Sн1-13=
Sк1-13 + ΔS1-13 = 15,39 +j9,7MBA
Sн1-15
= Sк1-15 + ΔS1-15 = 37+j22MBA
. 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
. Мощность источника S1
определяется по формуле Sн1-х
+∆ Qсн1х = S1
S1-6=25,76 + j13,3 МВА-8 =43+ j19,4 МВА-13= 15,39 +j9,5 МВА-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
. 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
. Поперечная составляющая падения напряжения в трансформаторе
определяется по формуле: δ U у’ = (Pkxx*Xт + Qkxx*Rт)/Ux
δ U6=8,25 кВ
δ U8=13,7 кВ
δ U13=12,3 кВ
δ U15= 11,8кВ
.Напряжение потребителя определяется по формуле: Ux= Ux - ∆Uх -δ Ux
U6=103,7е-j4,6 кВ
U8 =
97,3е-j8 кВ
U13
=102,5е-j6,9 кВ
U15 =
100,2е-j6,8 кВ
. коэффицент трансформации определяется: nт=U1/U2=110/10=11
. 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
. 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-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.
ΔSт =0,07+j1,27МВА
. Определим мощность в начале участка 15-15:
Sн15-15 = S15 + ΔSт =35+j16,94+0,07+j1,27 = 35,07+j18,21МВА
3. Потери в шунте 15:
ΔSш15 = U12 ·Y*ш15
= -j2,17МВА
.Определяем мощность в конце участка 8-15:
Sк8-15
= Sн15-15+ ΔSш13 = 35,07+ j16,04 МВА
5. Определяем потери мощности в линии 8-15:
ΔS8-15 =(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 + ΔS8-15 + ΔSш15 = 38,23 + j17,14 МВА
7. Определяем потери мощности на участке 8-8’ аналогично тому, как
рассчитывали ранее.
ΔSт = 0,09+j1,56MBA
8.
Мощность в начале узла 8-8’:
Sн8-8
= Sк88 + ΔSт = 40,1 +j21МВА
9. Потери в шунте 8 определяются:
ΔSш8 = U12 ·Yш8 =
- j2,8 MBA
10. Определяем мощность в конце участка 8-8’ с учетом шунта 8:
Sк1-8
= Sн8-8 + ΔSш8 + Sн 8-15 = 78,3 +j35,6 MBA
11. Определяем потери мощности в линии участка 1-15:
ΔSт1-8 =(Sк1-8/U1)2 Z1-8 = 8,32 + j21,26 MBA
12. Мощность в начале участка 1-15 определяется:
Sн1-8
= Sк1-8 + ΔSт1-8 = 78,3 +j35,6 + 8,32 + j21,26
= 86,62 + j56,86 MBA
13. Мощность источника S1
определяется:
S1= Sн1-8 + ΔSш1 =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:
δU18==11,87 кВ
17. Напряжение потребителя определяется:
U’8 = U8 - ∆U8 - δU8 = 88,4- 8,29 -
j17,06 = 80,11 - j17,06= 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
.
Поперечная составляющая падения напряжения в трансформаторе:
δU15==16,35 кВ
22. Напряжение потребителя в узле 15’ определяется:
U15’ =
U15 - ∆U15 - δU15 = 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:
ΔS15-1 =(Sк15-1/U1)2 Z15-1 =1,6 +j5,4 МВА
26. Мощность в начале 1-15:
Sн
1-15= Sк1-15 + ΔS1-15 = 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 × 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.
= αа
× К;
Uр
= αр
× К;
Uэ
= αэ
× К,
где αэ- коэффициент эксплутационных расходов, αэ = 2,8 %.
Издержки на потерю электроэнергии определяются:
U∆W = β
× ∆W,
где β- стоимость потерь электроэнергии, β
= 1,5×10-2
тыс.руб./МВтч;
∆W - потери электроэнергии в линиях и
трансформаторах.
U∆W = β
(τ×∆Рmax
+ 8760×∆Рхх),
где τ - время потерь, ч.
τ = (0,124 + Тmax/104)2×8760;
∆Pmax - максимальная нагрузка, МВт.
∆Pmax = 3I2max × 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
Ветвь
|
1-6
|
1-8
|
1-13
|
1-15
|
Сечение, мм2
|
120/19
|
120/19
|
150/19
|
120/19
|
Квл, т.руб
|
171,5
|
171,5
|
115
|
171,5
|
Imax5, кА
|
0,11524
|
0,14485
|
0,17783
|
0,13638
|
5,73
|
10,46
|
5,94
|
7,97
|
L, км
|
46
|
84
|
30
|
64
|
∆Pmax,
МВт
|
0,228
|
0,66
|
0,56
|
0,45
|
∆Pхх,
МВт
|
36
|
36
|
19
|
36
|
Итого, Т.р.
|
8275,954
|
Таблица- Экономический расчет схемы Б
Ветвь
|
1-6
|
1-8
|
1-13
|
1-15
|
8-15
|
Сечение, мм2
|
120/19
|
185/24
|
150/19
|
240/32
|
70/11
|
Квл, т.руб
|
171,5
|
119
|
115
|
126
|
106
|
Imax5, кА
|
0,11524
|
0,18978
|
0,17783
|
0,2266
|
0,00784
|
Rвл, Ом
|
5,727
|
13,61
|
5,94
|
7,68
|
25,68
|
L, км
|
46
|
84
|
30
|
64
|
60
|
∆Pmax,
МВт
|
0,228
|
1,47
|
0,56
|
1,18
|
0,005
|
∆Pхх,
МВт
|
36
|
36
|
19
|
36
|
36
|
Итого, Т.р.
|
8446,625
|
|
Список использованной литературы
1.Справочник по проектированию электрических систем. Под.
ред. С. С. Рокотяна и И. М. Шапиро. М., «Энергия»., 1971.
. Электрические сети и системы. Под. ред. В. М. Блока. М.:
Высш. шк.,1986.- 430с.: ил.