Электрическая сеть районной электроэнергетической системы

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Министерство образования Республики Беларусь

Белорусский национальный технический университет

Кафедра: “Электрические системы”

Группа 106218

КУРСОВОЙ ПРОЕКТ

По дисциплине: «Электроэнергетические системы»

Тема проекта: Электрическая сеть районной электроэнергетической системы

(Выполнено по варианту Б)

Исполнитель: Могильницкий Е.Л.

Руководитель: Федин В.Т.

Минск 2011



• Содержание
• Введение
• 1. РАЗРАБОТКА 4-5 ВАРИАНТОВ КОНФИГУРАЦИЙ СЕТИ
• 2. ПРИБЛИЖЕННЫЕ РАСЧЕТЫ ПОТОКОРАСПРЕДЕЛЕНИЯ В НОРМАЛЬНОМ РЕЖИМЕ НАИБОЛЬШИХ НАГРУЗОК ДЛЯ ДВУХ ВАРИАНТОВ СЕТИ
• 3. ВЫБОР НОМИНАЛЬНОГО НАПРЯЖЕНИЯ СЕТИ И ЧИСЛА ЦЕПЕЙ ЛИНИЙ
• 4. ПРИБЛИЖЕННЫЕ РАСЧЕТЫ ПОТОКОРАСПРЕДЕЛЕНИЯ В РЕЖИМЕ НАИБОЛЬШИХ НАГРУЗОК И В ПОСЛЕАВАРИЙНЫХ РЕЖИМАХ ПРИ ВЫБРАННОМ НОМИНАЛЬНОМ НАПРЯЖЕНИИ
• 5. ВЫБОР ПЛОЩАДИ СЕЧЕНИЙ ПРОВОДОВ И ОРИЕНТИРОВОЧНОЙ МОЩНОСТИ КОМПЕНСИРУЮЩИХ УСТРОЙСТВ УТОЧНЕЕНИЕ КОНФИГУРАЦИИ СЕТИ
• 6. ВЫБОР ЧИСЛА И МОЩНОСТИ ТРАНСФОРМАТОРОВ ПОДСТАНЦИЙ ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЧИСЛА ЛИНИЙ
• 7. ФОРМИРОВАНИЕ ОДНОЛИНЕЙНОЙ СХЕМЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ
• 8. ВЫБОР КОНСТРУКЦИИ ФАЗЫ И МАТЕРИАЛА ОПОР
• 9.ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ СРАВНЕНИЕ ВАРИАНТОВ
• 10. ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ РАСЧЁТЫ ХАРАКТЕРНЫХ РЕЖИМОВ СЕТИ: НОРМАЛЬНЫХ РЕЖИМОВ НАИБОЛЬШИХ И НАИМЕНЬШИХ НАГРУЗОК, НАИБОЛЕЕ ТЯЖЁЛЫХ ПОСЛЕАВАРИЙНЫХ РЕЖИМО1
• 11. ОЦЕНКА ДОСТАТОЧНОСТИ РЕГУЛИРОВОЧНОГО ДИАПАЗОНА ТРАНСФОРМАТОРОВ ИЗ УСЛОВИЯ ВСТРЕЧНОГО РЕГУЛИРОВАНИЯ НАПРЯЖЕНИЯ
• 12. ПРОВЕРКА ТОКОНЕСУЩЕЙ СПОСОБНОСТИ ПРОВОДОВ ЛИНИЙ
• 13. РАСЧЁТ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ
• ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Введение

Курсовое проектирование будет осуществляться на основе теоретических знаний, полученных при изучении курсов “Конструктивные элементы электрических сетей”, ” Информатика”, “Установившиеся режимы электрических систем”, ” Электрические системы и сети”. В данной работе нашей целью является проектирование схемы электрической сети районной электрической системы. В задачи проектирования входит выбор конфигурации сети, конструкции фазы и материалов опор, номинального напряжения и числа цепей линий, а в соответствии с этим - выбор числа и мощности трансформаторов, площади сечений проводов и мощности компенсирующих устройств. Эти расчеты ведутся параллельно для двух предположительно наиболее оптимальных схем. Разработанная схема сети считается удачной, если в ремонтных и послеаварийных режимах нагрузка оставшихся в работе питающих линий увеличивается не более чем на 50-60% от нагрузки нормального режима максимальных нагрузок.

К электрической сети предъявляются определенные технико-экономические требования, с учетом которых и производится выбор наиболее приемлемого варианта. Экономические требования сводятся к достижению по мере возможности наименьшей стоимости передачи электрической энергии по сети. Необходимо также принимать меры к уменьшению ежегодных расходов на эксплуатацию электрической сети. Оценка экономичности варианта электрической сети производится по приведенным затратам.

Для выполнения графической части использованы программы “ “ AutoCAD”. Для расчета - “RASTR” и “ EXEL”. На основании полученных результатов делается вывод о качестве и надежности снабжения потребителей электроэнергией.



1. Разработка 4-5 вариантов конфигурации сети

По заданным координатам расположения источников питания и нагрузок составляется топологическая схема их размещения. Отмечаются категории потребителей электроэнергии.

При выборе схемы подстанции следует учитывать число присоединений (линий и трансформаторов), требования надежности электроснабжения потребителей и обеспечения пропуска через подстанцию перетоков мощности по межсистемным и магистральным линиям, возможности перспективного развития. Схемы подстанций должны быть составлены таким образом, чтобы была возможность их постепенного расширения и соблюдения требований необходимой релейной защиты и автоматики. Число и вид коммутационных аппаратов выбираются так, чтобы обеспечивалась возможность проведения поочередного ремонта отдельных элементов подстанций без отключения соседних присоединений.

Рассмотрим 5 вариантов схем (рис.1.1). В качестве критерия сопоставления вариантов сети на данном этапе проектирования используем суммарную длину линий и надежности схемы сети.



В соответствии с принятым критерием остановимся на схемах № 2 и № 3.

2. Приближенные расчеты потокораспределения в нормальном режиме наибольших нагрузок для двух вариантов сети

В приближенных расчетах потокораспределения принимаем следующие допущения:

номинальные напряжения всех линий одинаковы;

сечения проводов линий одинаковы, следовательно, их сопротивления пропорциональны их длинам, проводимости линий не учитываются;

потери мощности в трансформаторах не учитываются;

номинальное напряжение электрической сети завышаем до 750 кВ;

средневзвешенное сопротивление линий Z0, Ом/км, принимаем равным [5, с.10]:



Z0 = R0 + jX0 = (0.2 + j0.4) Ом/км

Сопротивление линий Z, Ом, находим по формуле [5, с.10]:

Z = (R0 + jX0)L, Ом

где: L - длина линии, км.

Исходные данные по ветвям сети для расчёта потокораспределения представлены в табл. 2.1 для схем 2 и 3:

Таблица 2.1.

Схема №1	Схема №2
№ линии	Длина линии, км	R, Ом	Х, Ом	№ линии	Длина линии, км	R, Ом	Х, Ом
1-2	30	6	12	1-2	30	6	12
1-4	49.2	9,85	19.68	1-4	49.2	9,85	19.68
2-3	33.6	6.72	13.44	2-3	33.6	6.72	13.44
3-4	27.6	5.52	11.04	2-4	31.2	6.24	12.48
4-5	31.2	6.24	12.48	4-5	31.2	6.24	12.48
3-7	14.4	2.88	5.76	3-7	14.4	2.88	5.76
3-8	67.2	13.44	26.88	3-8	67.2	13.44	26.88
5-8	38.4	7.68	15.36	5-8	38.4	7.68	15.36
7-6	18	3.6	7.2	7-6	18	3.6	7.2

Расчёт приближённого потокораспределения провели с помощью программы RASTR. Результаты представлены в табл. 2.2:



Таблица 2.2.

Схема №1	Схема №2
№ линии	Длина линии, км	Передаваемая по линии активная мощность, МВт	Передаваемая по линии реактивная мощность, Мвар	№ линии	Длина линии, км	Передаваемая по линии активная мощность, МВт	Передаваемая по линии реактивная мощность, Мвар
1-2	30	51	22	1-2	30	52.4	20.2
1-4	49.2	28.3	5	1-4	49.2	27	6.8
2-3	33.6	6.8	6.4	2-3	33.6	16.6	0.4
3-4	27.6	13	7.3	2-4	31.2	8.1	8.4
4-5	31.2	11.7	19.5	4-5	31.2	8.4	19
3-7	14.4	3	2	3-7	14.4	3	2
3-8	67.2	32.3	33	3-8	67.2	36	33.6
5-8	38.4	37.7	36.5	5-8	38.4	34.4	36
7-6	18	2	1.3	7-6	18	2	1.3

Представим результаты расчетов на схемах сети:

Схема №2



Схема №3

3. Выбор номинального напряжения сети и числа цепей линий

Напряжение - это основной параметр сети, определяющий габаритные параметры размеры линий, трансформаторов, подстанций, коммутационных аппаратов и их стоимость. Выбор напряжения сети определяется главным образом экономическими факторами. С увеличением номинального напряжения сети возрастают капитальные затраты на ее сооружение, но за счет уменьшения потерь энергии снижаются годовые эксплуатационные расходы.

Для предварительного выбора напряжения используем экономические области номинальных напряжений[2, с.554] и одной из эмпирических формул - формулой Илларионова [2, с.553].



Р - в МВт; L - в км.

Результаты расчетов приведены в таблицах 3.1 и 3.2 соответственно для схем 2 и 3.

Таблица 3.1.

Номер линии	Длина линии, км	Передаваемая активная мощность, МВт	Расчётное номинальное напряжение, кВ	Принятое номинальное напряжение, кВ
			по экономическим зонам	Согласно формуле Илларионова
1-2	30	51	110	123.4	110 и 35
1-4	49.2	28.3	110	100.8
2-3	33.6	6.8	110	51.1
3-4	27.6	13	110	68.9
4-5	31.2	11.7	110	65.9
3-7	14.4	3	35	33.9
3-8	67.2	32.3	110	108.7
5-8	38.4	37.7	110	112.4
7-6	18	2	35	28

Таблица 3.2.

Номер линии	Длина линии, км	Передаваемая активная мощность, МВт	Расчётное номинальное напряжение, кВ	Принятое номинальное напряжение, кВ
			по экономическим зонам	Согласно формуле Илларионова
1-2	30	52.4	110	125	110 и 35
1-4	49.2	27	110	99
2-3	33.6	16.6	110	78.2
2-4	31.2	8.1	110	55.56
4-5	31.2	8.4	110	56.5
3-7	14.4	3	35	34.5
3-8	67.2	36	110	114.9
5-8	38.4	34.4	110	108.7
7-6	18	2	35	28.6

4 Приближенные расчеты потокораспределения в режиме наибольших нагрузок и в послеаварийных режимах при выбранном номинальном напряжении

Таблица 4.1- Послеаварийные режимы для схемы №1

Номер линии	Ток в ветвях при отключении ветви №, А	Наибольшее значение,А
	1-2	1-4	2-3	3-4	9-7	3-8	4-5	5-8	7-6
1-2	301	235	137	174	161	175	159	165	163	301
1-4	166	-	198	112	121	119	143	139	123	198
2-3	46	203	-	85	65	83	67	70	68	203
3-4	63	66	85	-	27	79	47	10	29	79
9-7	62	63	61	61	-	61	60	61	20	63
3-8	130	114	131	133	123	185	166	141	123	185
4-5	85	119	87	77	93	146	-	53	92	146
5-8	120	141	118	114	124	129	77	207	123	207
7-6	41	42	41	41	-	41	40	41	-	42
Номер узла	Напряжение в узлах при отключении ветви №, кВ	Наименьшее значение,кВ
	1-2	1-4	2-3	3-4	9-7	3-8	4-5	5-8	7-6
1	113,0	113,0	113,0	113,0	113,0	113,0	113,0	113,0	113,0	113,0
2	107.5	108.9	110	109.8	110	109.7	110	110	110	108.9
3	107.7	106	107.9	108.9	108.9	109.7	110	109.5	110	106
4	108.7	105.4	108.9	110.4	110	110	109	109.4	110	105.4
5	110.7	108	110.9	112.3	112	113	116.4	110	112	108
6	33.3	33	33.4	33.7	-	33.6	34	33.8	-	33
7	33.7	33.2	33.9	34.2	-	34	34.5	34.3	34.8	33.2
8	114	111.8	114.4	115	115.7	117.8	118	116	115.7	114
9	34.3	33.8	34.4	34.7	35	34.7	35	34.9	35	33.8

Таблица 4.2- Послеаварийные режимы для схемы №2

Номер линии	Ток в ветвях при отключении ветви №, А	Наибольшее значение,А
	1-2	1-4	2-3	2-4	9-7	3-8	4-5	5-8	7-6
1-2	306	230	164	174	168	189	167	172	167	306
1-4	162	-	137	112	104	99	127	118	103	162
2-3	74	104	-	85	71	133	90	65	72	133
2-4	43	93	67	-	19	42	45	24	20	93
9-7	62	62	63	61	-	62	60	61	20	63
3-8	139	123	170	133	129	211	184	144	130	211
4-5	75	98	89	77	85	123	-	54	85	123
5-8	112	128	88	114	117	127	76	201	116	201
7-6	42	42	42	41	-	42	40	41	-	42
Номер узла	Напряжение в узлах при отключении ветви №, кВ	Наименьшее значение,кВ
	1-2	1-4	2-3	2-4	9-7	3-8	4-5	5-8	7-6
1	113,0	113,0	113,0	113,0	113,0	113,0	113,0	113,0	113,0	113,0
2	107.5	108.9	110	110	110	109.7	110	109.9	110	107.5
3	106.7	107.5	105.3	109	109.4	107.1	111	109.6	109.4	105.4
4	108.5	107.7	109.5	110.4	110.3	110.5	109	109.7	110.3	107.7
5	110.3	110.1	110.4	112.3	112.4	113.5	117.5	110.7	112	110.1
6	32.9	33.2	32.7	34	-	33.1	34.4	33.9	-	32.9
7	33.4	33.7	33	34.2	-	33.7	34.9	34.4	34.7	33
8	113.5	113.6	115	115	115.6	117.4	119	116	115.7	113.5
9	34.1	34.3	34	34.7	35	34.2	35.4	35	34.9	34.1

5. Выбор площади сечений проводов и (при необходимости) ориентировочной мощности компенсирующих устройств. Уточнение конфигурации сети

Сечения проводов электрической сети должны выбираться таким образом, чтобы они соответствовали оптимальному соотношению между капитальными затратами на сооружение линий сети и расходами, связанными с потерями энергии, уменьшающимися при увеличении сечения проводов. Определение этого оптимального соотношения является довольно сложной задачей, сводящейся к нахождению сечения провода, соответствующего наименьшим приведенным затратам. Однако обычно применяют упрощенное решение этой задачи, подсчитывая сечение проводов согласно ПУЭ по экономической плотности тока [1, с. 403]:

.

Здесь Iнб - расчетный ток в режиме наибольших нагрузок, проходящий по линии; - экономическая плотность тока для заданных условий работы линии.

Необходимо высчитать средневзвешенное значение времени использования наибольшей нагрузки для определения по формуле [3, с. 23]:

.

Здесь i - номера узлов нагрузок;

Pнбi и Tнбi - наибольшая активная нагрузка и время использования наибольшей активной нагрузки в i-м узле.

По параметру Тнбср и таблице [1о, табл. 9.2, с.404] принимаем расчётное значение экономической плотности тока: ;

Для нахождения сечений проводов по допустимому току нагрева воспользуемся результатами расчета аварийных режимов.

Далее выбираем сечения проводов и результаты заносим в таблицы 5.1 и 5.2.

Для проверки сечений по условиям короны сечения выбираем из ПУЭ. Выбранные данные заносим в таблицы 5.1 и 5.2.



Таблица 5.1- Выбор сечений проводов для схемы №2

Номер линии	Расчётный ток, А	Наибольший ток, А	Расчётное сечение провода, мм2	принятое сечение и марка провода
			по экономической плотности тока	по условиям короны	по допустимому току нагрева
1-2	164	301	150	70	95	АС-150/24
1-4	124	198	120	70	50	АС-120/19
2-3	70	203	70	35	50	АС-70/11
3-4	33	79	35	25	16	АС-35/6,2
9-7	60	63	50	35	16	АС-70/11
3-8	124	185	120	70	25	АС120/19
4-5	92	146	95	35	16	АС-95/16
5-8	122	207	120	70	25	АС-120/19
7-6	41	42	35	25	16	АС-50/8

электрический сеть нагрузка мощность

Таблица 5.2- Выбор сечений проводов для схемы №3

Номер линии	Расчётный ток, А	Наибольший ток, А	Расчётное сечение провода, мм2	принятое сечение и марка провода
			по экономической плотности тока	по условиям короны	по допустимой мощности нагрева
1-2	174	306	185	70	95	АС-185/29
1-4	108	162	95	70	35	АС-95/16
2-3	82	122	95	35	25	АС-95/16
2-4	49	93	30	16	16	АС-70/11
9-7	61	63	70	25	16	АС-70/11
3-8	132	211	120	70	50	АС-120/19
4-5	82	123	70	35	25	АС-70/11
5-8	115	201	120	35	50	АС-120/19
7-6	41	42	50	25	16	АС-50/8

Окончательное сечение провода для каждой линии выбираем из условия

.



Здесь Fэ, Fн, Fк - соответственно сечения, выбранные по экономическим условиям, по условиям нагрева и короны.

6. Выбор числа и мощности трансформаторов подстанций. Определение числа линий

Трансформаторы должны иметь мощность при нормальных условиях эксплуатации, которая должна обеспечивать питание электрической энергией всех потребителей, подключенных к данной подстанции. На подстанциях, питающих потребителей I и II категорий, должно быть установлено не менее двух трансформаторов одинаковой мощности. При установке на подстанции двух трансформаторов допустимы их технологические перегрузки до 30 - 40% на время ремонта или аварийного отключения одного из них, но не более 6 часов в сутки в течении 5 суток подряд при условии, что коэффициент его начальной загрузки Кз ? 0,93, а также удовлетворяющей температуры окружающей среды и системы охлаждения трансформатора.

Возможность перегрузки трансформаторов вытекает из того обстоятельства, что на подстанциях они практически никогда не несут постоянной нагрузки, а большую часть суток бывают недогружены. Нагрузка трансформатора свыше его номинальной мощности допускается только при исправной и полностью включенной системе охлаждения трансформатора.

С учётом допустимых перегрузок мощность каждого трансформатора из двух рассматриваемых будет равна [5, с. 19]:

Здесь: Sн - наибольшая мощность нагрузки подстанции, МВ*А



Таблица 6.1 - Выбор количества и мощностей на подстанциях для схемы №2

Номер узла нагрузки	Наибольшая нагрузка подстанции, МВА	Категория потреби-телей электро-энергии	Коли- чество трансфор-маторов	Тип и мощность выбранных трансформаторов, их основные параметры
2	6.66	I-II	2	ТДН-10000/110
3	22.5	I-II	2	ТДТН-25000/110
4	9.99	I-II	2	ТДТН -10000/110
5	9.99	I-II	2	ТДН-10000/110
6	1.67	II-III	1	ТМН-2500/35
7	0.8	II-III	1	ТМН-1000/35
8	100	I-II	2	ТДЦ-125000/110

Таблица 6.2 - Выбор количества и мощностей на подстанциях для схемы №3

Номер узла нагрузки	Наибольшая нагрузка подстанции, МВА	Категория потреби-телей электро-энергии	Коли- чество трансфор-маторов	Тип и мощность выбранных трансформаторов, их основные параметры
2	6.66	I-II	2	ТДН-10000/110
3	22.5	I-II	2	ТДТН-25000/110
4	9.99	I-II	2	ТДТН -10000/110
5	9.99	I-II	2	ТДН-10000/110
6	1.67	II-III	1	ТМН-2500/35
7	0.8	II-III	1	ТМН-1000/35
8	100	I-II	2	ТДЦ-125000/110

Таблица 6.3 - Основные параметры выбранных трансформаторов

1	Тип трансфор-матора	Sном, МВА	Пределы регули-рования	Uном обмоток, кВ	Uк, %
				ВН	СН	НН	ВН	СН	НН
2	ТДТН-25000/110	25	±9х1,78%	115	38,5	11	10,5	17	6
3	ТДТН -10000/110	10	±9х1,78%	115	38,5	11	10,5	17	6
4	ТДН-10000/110	10	±9х1,78%	115	---	11	10,5
5	ТМН-2500/35	2.5	±6х1,5%	35	---	11	6.5
6	ТМН-1000/35	1	±6х1,5%	35	---	11	6,5
7	ТДЦ-125000/110	125	±2х2,5%	121	---	13.8	10,5



Продолжение таблицы 6.3

1	Рх, кВт	Рк, кВт	Iх, %	Rт, Ом	Хт, Ом	Qх,квар
				ВН	СН	НН	ВН	СН	НН
2	31	145	1.0	1.5	1.5	1,5	54	0	33	250
3	17	80	1.1	5.3	5.3	5.3	142	0	82	110
4	14	60	0,7	7.95	139	70
5	5.1	26	1.1	5.1	31.9	27.5
6	3.6	18	1.4	8.6	49.8	22.4
7	120	400	0.55	0.37	12.3	687.5

7. Формирование однолинейной схемы электрической сети

В этом вопросе нужно начертить однолинейные схемы подстанций. Они выбираются на основании уточненной конфигурации сети, принятого номинального напряжения сети и выбранного числа трансформаторов. При этом определяющими факторами являются количество присоединений, требования надежности и возможности перспективного различия.

Количество линий, отходящих от шин каждого напряжения данной подстанции, можно определить по заданной общей мощности потребителей на шинах высшего, среднего и низшего напряжений, руководствуясь следующей таблицей ориентировочных значений мощностей по одну цепь линий электропередачи (табл. 7.1):

Таблица 7.1

Напряжение, кВ	6	10	35	110	220	330
Мощность, МВт	0.5-2	1-3	5-10	15-30	90-150	270-450

Принципы подключения присоединений подстанции выбираем в соответствии с указаниями учебного пособия по проектированию [4. с. 43]. Отмечаем существенную разницу построения присоединений: для подстанций с высшим напряжением 110-220 кВ, имеющих до 6 присоединений, используем схемы с одиночной секционированной и обходной системами шин и совмещенным секционным и обходным выключателем; при числе присоединений >6 используем схему с двумя рабочими и обходной системами шин.

Обе схемы отображены на листе №1 графического приложения.

8. Выбор конструкции фазы и материала опор

Для обоих вариантов сети выбираем конструкцию фазы с одним проводом в фазе, так как номинальное напряжение сети 110 кВ. Для одноцепных линий выбираем расположение проводов на опорах треугольником, для двухцепных - шестиугольником.

Проектируемая сеть расположена на равнинной местности на расстоянии не более 1500 км от завода железобетонных изделий. Поэтому при номинальном напряжении 110 кВ наиболее целесообразно применение железобетонных опор, которые мы и выбираем. Стойки опор должны быть выполнены из центрифугированного бетона, так как центрифугирование должно применяться для обеспечения необходимой плотности бетона в опорах на напряжения 35 кВ и выше.

Таблица 8.1 - Выбор материала опор и размещения цепей на опорах

№ линии	Uн, кВ	Количество цепей	Материал опор	Размещение цепей на опорах
Схема №2
1-2	110	2	железобетонные	на одной опоре
1-4	110	1	железобетонные	на одной опоре
2-3	110	1	железобетонные	на одной опоре
3-4	110	1	железобетонные	на одной опоре
4-5	110	1	железобетонные	на одной опоре
3-7	35	1	железобетонные	на одной опоре
7-6	35	1	железобетонные	на одной опоре
5-8	110	2	железобетонные	на одной опоре
3-8	110	2	железобетонные	на одной опоре
Схема №3
1-2	110	2	железобетонные	на одной опоре
1-4	110	1	железобетонные	на одной опоре
2-3	110	1	железобетонные	на одной опоре
2-4	110	1	железобетонные	на одной опоре
4-5	110	1	железобетонные	на одной опоре
3-7	35	1	железобетонные	на одной опоре
7-6	35	1	железобетонные	на одной опоре
5-8	110	2	железобетонные	на одной опоре
3-8	110	2	железобетонные	на одной опоре

9. Технико-экономическое сравнение вариантов

Сопоставим рассматриваемые варианты электрической сети по критерию приведенных затрат. Предпочтение отдаётся тому из вариантов, приведенные затраты у которого наименьшие.

При единовременных капитальных вложениях и постоянных годовых эксплуатационных расходах приведенные затраты определяются формулой:

,

где К - единовременный капитальные вложения,

И - годовые эксплуатационные расходы,

- нормативный коэффициент сравнительной эффективности;

=0.12.

Капитальные затраты: ; где , здесь - коэффициенты аппроксимации [2о, ст.531, табл. 12.1];

,

здесь , - стоимость однотипных трансформаторов, ячеек распределительных устройств; , - число однотипных элементов, - постоянная часть затрат.

- стоимость одного трансформатора определяется в виде:

,

- стоимость одной ячейки с выключателем:

.

- постоянная часть затрат приближенно может быть определена по выражению:

,

где А, В, С - коэффициенты аппроксимации [2о, ст. 533, табл. 12.2].

Ежегодные издержки определяем по формуле:

,

где , - нормы на амортизацию и обслуживание сети [2о, ст. 535, табл. 12.3], , - стоимость 1 потерь электроэнергии;

.

ч

где - средневзвешенное время использования наибольшей нагрузки; определим его по формуле:

ч.

Нагрузочные потери электроэнергии:

,

где - потери активной мощности в режиме наибольших нагрузок;

- время наибольших потерь;

Потери электроэнергии холостого хода:

,

где - потери мощности холостого хода;

Т - время работы в году рассматриваемого элемента сети, примем равным 8760 ч.

Рассчитаем приведенные затраты для варианта 1:

Таблица 9.Стоимость линий,схема 2

Номер ветвей схемы	Длина линии, км	Марка и сечение провода, количество цепей	Удельная стоимость, тыс. руб./км	Полная стоимость линий, тыс. руб.
1-2	30	АС-150/242	20,25	49815
1-4	49.2	АС-120/19	9,07	36592
2-3	33.6	АС-70/11	8,02	22096,7
3-4	27.6	АС-35/6,2	7,28	16476,1
4-5	31.2	АС-70/11	8,02	20584,1
3-7	14.4	АС120/19	8,32	9842,3
3-8	67.2	АС-95/162	18,82	103705,7
5-8	38.4	АС-120/192	19,47	61307
7-6	18	АС-50/8	6,85	10110,6
Суммарная стоимость линий: 330529,5 тыс. руб.

Таблица 9.2

Стоимость подстанций,схема 2

Номер узла	Стоимость трансформаторов, тыс. руб.	Стоимость одной ячейки с выключателем, тыс. руб.	Постоянная часть затрат, тыс. руб.	Полная стоимость подстанции, тыс. руб.
1	-	7480,86	16998.6	24479,46
2	3785,366	21315,9	16998,6	42099,866
3	4875,146	23828,79	16998,6	45702,536
4	3785,366	19011,5	16998,6	39795,461
5	3785,366	17165,88	16998,6	37949,846
6	1965,2735	2688,165	5405,85	10059,2885
7	1856,2955	3110,055	5405,85	10372,2005
8	12140,346	21247,02	16998,6	50385,966
Суммарная стоимость подстанций: 260844,624 тыс. руб.

Ежегодные издержки равны:

Капитальные затраты:

Приведенные затраты:

Рассчитаем приведенные затраты для варианта 2:

Стоимость линий,схема 3

Номер ветвей схемы	Длина линии, км	Марка и сечение провода, количество цепей	Удельная стоимость, тыс. руб./км	Полная стоимость линий, тыс. руб.
1-2	30	АС-185/24	21,16	52023,6
1-4	49.2	АС-95/16	8,55	34494,2
2-3	33.6	АС-95/11	8,55	23556,9
2-4	31.2	АС-35/6.2	7,28	18625,2
4-5	31.2	АС-70/11	8,02	20518,36
3-7	14.4	АС-120/19	8,32	9824,25
3-8	67.2	АС-70/11	18,17	100123,9
5-8	38.4	АС-120/19	19,47	61307,14
7-6	18	АС-50/8	6,85	10110,6
Суммарная стоимость линий: 330584,2тыс. руб.

Стоимость подстанций,схема 3

Номер узла	Стоимость трансформаторов, тыс. руб.	Стоимость одной ячейки с выключателем, тыс. руб.	Постоянная часть затрат, тыс. руб.	Полная стоимость подстанции, тыс. руб.
1	-	7480,86	16998.6	24479,46
2	3785,366	23399,52	16998,6	44183,486
3	4875,146	19661,55	16998,6	41535,296
4	3785,366	19011,5	16998,6	39795,461
5	3785,366	17165,88	16998,6	37949,846
6	1965,2735	2688,165	5405,85	10059,2885
7	1856,2955	3110,055	5405,85	10372,2005
8	12140,346	21247,02	16998,6	50385,966
Суммарная стоимость подстанций: 258761,004 тыс. руб.

Ежегодные издержки равны:

Капитальные затраты:

Приведенные затраты:

По результатам расчёта вариант №2 принимаем, как приемлемый для дальнейшей работы.

Переведем рассчитанные приведенные затраты из российских рублей в белорусские:

10. Электрические расчёты характерных режимов сети: нормальных режимов наибольших и наименьших нагрузок, наиболее тяжёлых послеаварийных режимов

Установив реальные сопротивления линий и трансформаторов, проводим расчеты с помощью программы RASTR.

Также здесь нужно учесть, что напряжения на шинах низшего напряжения подстанций должны удовлетворять заданному диапазону значений. Так, для режима наибольших нагрузок этот диапазон составляет .

Для удобства предоставления результатов воспользуемся графической частью программы RASTR. Все напряжения и потоки мощности наносим на схему.

Расчет наибольших нагрузок показан на рис. 10.1.

N_нач	N_кон	P_нач	dP	P_кон	Q_нач	dQ	Q_кон	Vнач	Vкон
1	2	-30	0,66	-29	-26	1,32	-24	118	113,9
1	4	-24	0,94	-23	-27	1,88	-25	118	111,5
2	3	-14	0,32	-13	-21	0,64	-20	113,9	110,7
3	4	5	0,03	6	5	0,05	5	110,7	111,5
303	7	-3	0,03	-3	-2	0,07	-2	36,7	36,1
3	8	17	0,34	17	6	0,68	6	110,7	114,1
4	5	9	0,04	9	-2	0,09	-2	111,5	111,8
5	8	18	0,23	18	8	0,46	8	111,8	114,1
7	6	-2	0,02	-2	-2	0,04	-2	36,1	35,6
3	8	17	0,34	17	6	0,68	6	110,7	114,1
5	8	18	0,23	18	8	0,46	8	111,8	114,1
1	2	-30	0,66	-29	-26	1,32	-24	118	113,9
2	21	-8	0,03	-8	-6	0,51	-5	113,9	10,6
3	30	-30	0,09	-30	-23	3,18	-20	110,7	105,1
30	301	-11	0,01	-11	-7	0,26	-7	105,1	10,6
30	303	-19	0,04	-19	-12		-12	105,1	36,7
7	71	-1	0,01	-1	-1	0,06	-1	36,1	10,6
6	61	-2	0,03	-2	-2	0,17	-1	35,6	10,5
8	81	120	0,26	120	66	8,8	74	114,1	11
5	51	-12	0,07	-12	-9	1,22	-7	111,8	10,5
4	40	-12	0,05	-12	-9	1,3	-8	111,5	105,7
40	401	-8	0,02	-8	-5		-5	105,7	36,9
40	403	-4	0,01	-4	-3	0,08	-2	105,7	10,6

Для расчета наиболее тяжелого послеаварийного режима отключаем наиболее загруженную линию 1-2. Результаты расчетов на рис. 10.2.

Рис.10.1



Рис. 10.2

Самой загруженой и подозрительной оказалась линия 1-2, в которой выбрали провода марки АС-150/24. Токовая загрузка этой линии составляет 351 А, а длительный допустимый ток не более 450 А. Значит этот провод выдержит данную нагрузку.

Для расчета режима наименьших нагрузок необходимое напряжения на шинах должно составлять . Также нагрузка в узлах 2,3,4,5 составляет , а в узлах 6,7,8 - . Представим результаты расчетов режима наименьших нагрузок (рис. 10.3.) и послеаварийного режима (рис. 10.4) на схемах.

N_нач	N_кон	P_нач	dP	P_кон	Q_нач	dQ	Q_кон	Vнач	Vкон
1	2	-3	0,06	-3	-10	0,12	-10	110	108,7
1	4	13	0,17	14	-6	0,34	-5	110	110,2
2	3	21	0,26	22	-1	0,52	0	108,7	110
3	4	0	0	0	2	0	2	110	110,2
303	7	-1	0,01	-1	-1	0,01	-1	35,5	35,2
3	8	26	0,9	27	11	1,79	13	110	116
4	5	29	0,47	29	9	0,94	10	110,2	112,9
5	8	22	0,38	23	11	0,76	12	112,9	116
7	6	-1	0	-1	-1	0,01	-1	35,2	35
3	8	26	0,9	27	11	1,79	13	110	116
5	8	22	0,38	23	11	0,76	12	112,9	116
1	2	-3	0,06	-3	-10	0,12	-10	110	108,7
2	21	-5	0,01	-5	-4	0,22	-4	108,7	10,1
3	30	-18	0,03	-18	-15	1,19	-14	110	106,3
30	301	-7	0	-7	-5	0,1	-5	106,3	10
30	303	-11	0,01	-11	-8		-8	106,3	35,5
7	71	0	0	0	0	0,01	0	35,2	10
6	61	-1	0	-1	-1	0,03	-1	35	10
8	81	120	0,26	120	66	8,53	74	116	10,8
5	51	-7	0,03	-7	-6	0,47	-5	112,9	10,1
4	40	-6	0,01	-6	-6	0,4	-5	110,2	106,5
40	401	-5	0,01	-5	-4		-4	106,5	35,5
40	403	-2	0	-2	-1	0,02	-1	106,5	10,1



Наиболее загруженной является линия 4-5. Как и в режиме наибольших нагрузок проверим перегруженную линию 3-8. Токовая загрузка ЛЭП составляет 223 А, а длительный допустимый ток для провода - 390 А.

Рис. 10.3



Рис. 10.4

Размещено на Allbest.ru