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

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:

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:

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

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

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/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

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

. 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

. 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

Таблица- Экономический расчет схемы Б

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.