Учебная работа. Разработка вариантов развития сети электроснабжения потребителей

Для построения рациональной конфигурации сети для данного расположения потребителей намечаем два варианта, из которых на базе технико-экономического сопоставления вариантов выбирается наилучший. Избранный вариант должен владеть нужной надёжностью, экономичностью, гибкостью.
Схема А
Схема Б
2 Выбор номинального напряжения сети

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

где L — длина полосы электропередач, км;

Р — передаваемая по полосы мощность, МВт;

U — рекомендуемое напряжение, кВ.

2.Результаты расчёта по формуле Илларионова для 2-ух 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

Беря во внимание длины линий электропередач и передаваемую по линиям мощность для всех линий рассматриваемых схем, избираем совсем класс номинального напряжения 110кВ.

3 Расчет тока перегрузки и выбор сечения проводов

Для расчёта токов перегрузки 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 — наибольший ток полосы на 5-ый год эксплуатации, А;
Р — передаваемая мощность кВт;
Uном — номинальное напряжение сети, кВ;
n — число цепей ЛЭП (Линия электропередачи — один из компонентов электрической сети, система энергетического оборудования, предназначенная для передачи электроэнергии посредством электрического тока);
cosц — коэффициент активной мощности;
N- число расщеплений проводов.
Наибольший ток на 5-ый год эксплуатации Imax5
Imax5 = Ip бi бT
бi — коэффициент, учитывающий изменение перегрузки по годам эксплуатации полосы;
бT- коэффициент, учитывающий число часов использования наибольшей перегрузки полосы Tmax и коэффициент ее попадания в максимум энергосистемы Км.
Для полосы 110 кВ ток;
Iмах5 — расчётный ток полосы на 5-ый 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 избранные 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:
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:

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 делается для 2-ух случаев:
А) обрыв полосы 1-8;
Б) обрыв полосы 1-15;
Обрыв полосы 1-8
определим потоки мощности
Рав=35+40=77
4 Расчет схем замещения

Начальными данными для расчета схемы замещения являются справочные данные избранных 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

xл = xo • ? / n
Rл= Ro • ? / n
xo, Ro — удельные реактивное и активное сопротивления полосы, Ом/км.
n — число цепей.
? — длина полосы в км.
Проводимости полосы определяются по формулам:
Gл= g• ? n
U ? 110 к В Gk = 0
Вл = Во ? n
Bo — удельная проводимость полосы, 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 предшествующим расчетам по справочным данным избранных 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

0,198

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 группы и мощности электроприемников. Для потребителей 1 и 2 категорий нужно устанавливать не наименее 2-ух трансформаторов, а для потребителей 3 группы довольно 1-го 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,группы будем выбирать 2-ух трансформаторные подстанции.
Выбор силовых трансформаторов для схемы А и Б

Узел

Активная
мощность перегрузки

Р, МВт

Полная мощность перегрузки

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 избранных силовых трансформаторов сведены в таблицу
Данные силовых трансформаторов

Тип трансформатора

Uном,

кВ

Uк,

%

Рк,

кВт

ДРхх ,

кВт

Iхх,

%

Rт,

Ом

Xт,

Ом

ДQхх,

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 — Наносим на схему замещения потоки мощности.
Расчет производим итерационным способом по данным “конца”.
6.1 Расчет круговой 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 утраты мощности в силовом трансформаторе.
ДSт = ДРт+ jДQт,
Где ДРт — утраты активной мощности в трансформаторе, МВ;
ДQт — утраты реактивной мощности в трансформаторе, Мвар.
ДРт = ДРxx+ в2н ДРкз,
Где — ДРxx — утраты холостого хода трансформатора, кВт;
в — коэффициент загрузки трансформатора;
ДРкз — утраты недлинного замыкания, кВт.
в= Sк/NSном
Где — Sк — полная мощность пользователя;
Sном — номинальная мощность трансформатора, МВА;
N — количество трансформаторов.
ДQт = ДQxx+ в2 ДQобм,
Где ДQxx — утраты реактивной мощности в трансформаторе на холостом ходу, Мвар;
ДQобм — утраты реактивной мощности в обмотках, квар.
Расчеты по формулам заносим в таблицу

участок

в

ДРт, МВт

ДQт, Мвар

ДSт,

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

4. Определяем мощность сначала 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 утраты 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 утраты 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 сначала 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 сначала 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 беря во внимание 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 пользователя определяется по формуле: Ux= Ux — ?Uх -д 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%
Опосля 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

Так как в варианте Б схемы развития сети участки 1-6 и 1-13 не различаются от подобных участков схемы А, то расчет установившихся режимов ведем лишь для замкнутой схемы с узлами 1-8-15.
Разрезаем питающий узел 1 и получим сеть с 2-х посторонним питанием.
Расчет производим в 2 шага:
— без учета утрат мощности,
— с учетом утрат мощности.
6.2.1 Расчет установившегося режима без учета утрат 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 других 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 утрат мощности
1. Определим утраты мощности на участке 15-15 при раздельной работе 2-ух трансформаторов.
ДSт =0,07+j1,27МВА
2. Определим мощность сначала участка 15-15:
Sн15-15 = S15 + ДSт =35+j16,94+0,07+j1,27 = 35,07+j18,21МВА
3. Утраты 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 утраты мощности в полосы 8-15:
ДS8-15 =(Sк8-15/U1)2 Z8-15 =3,16 +j3,27 МВА
6. Мощность сначала полосы 8-15 с учетом шунта:
Sн 8-15 = Sк8-15 + ДS8-15 + ДSш15 = 38,23 + j17,14 МВА
7. Определяем утраты мощности на участке 8-8′ аналогично тому, как рассчитывали ранее.
ДSт = 0,09+j1,56MBA
8. Мощность сначала узла 8-8′:
Sн8-8 = Sк88 + ДSт = 40,1 +j21МВА
9. Утраты 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 утраты мощности в полосы участка 1-15:
ДSт1-8 =(Sк1-8/U1)2 Z1-8 = 8,32 + j21,26 MBA
12. Мощность сначала 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 пользователя 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 беря во внимание 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 пользователя 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
Утраты мощности:
ДS15-1 =(Sк15-1/U1)2 Z15-1 =1,6 +j5,4 МВА
26. Мощность сначала 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 круговой 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 сопоставление вариантов