Разработка вариантов развития сети электроснабжения потребителей
Работа из раздела: «
Физика и энергетика»
/
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
2013
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
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
|
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;
n - число цепей ЛЭП;
cosц - коэффициент активной мощности;
N- число расщеплений проводов.
Максимальный ток на пятый год эксплуатации Imax5
Imax5 = Ip бi бT
бi - коэффициент, учитывающий изменение нагрузки по годам эксплуатации линии;
бT- коэффициент, 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:
|
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 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
|
|
|
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
|
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
|
0,198
|
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 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
|
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
|
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 - 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
|
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 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 - ?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%
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 бэ- коэффициент эксплутационных расходов, бэ = 2,8 %.
Издержки на потерю электроэнергии определяются:
U?W = в Ч ?W,
где в- стоимость 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
|
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
|
|
|
Rвл, Ом
|
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.
2. Электрические сети и системы. Под. ред. В. М. Блока. М.: Высш. шк.,1986.- 430с.: ил.
