Электроснабжение сетевого района Пермьэнерго

Размещено на http://www.allbest.ru

Министерство образования и науки Российской Федерации

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования

«Чувашский государственный университет имени И.Н. Ульянова»

Факультет энергетики и электротехники

Кафедра электроснабжения промышленных предприятий

имени А.А. Федорова

Курсовой проект

по учебной дисциплине

“ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ СИСТЕМЫ И СЕТИ”

Тема: Электроснабжение сетевого района Пермьэнерго

Выполнил: студент группы ЭЭ-11-10

Андреев А.

Руководитель: Шестакова Л.А.

Чебоксары 2013



CОДЕРЖАНИЕ

• Исходные данные к проекту
• 1. Выбор графа,схемы и номинального напряжения проектируемой сети
• 1.1 Выбор графа проектируемой сети
• 1.2 Распределение активных мощностей по ЛЭП электрической сети в основном и утяжеленном режимах
• 1.3 Выбор номинального напряжения электрической сети
• 1.4 Баланс реактивной мощности в сетевом районе
• 1.6 Выбор марки и площади сечения провода линий электропередачи
• 1.7 Выбор номинальной мощности трансформаторов районный понизительных подстанций
• 1.8 Основные технико-экономические показатели проектируемой сети
• 1.9 Выбор графа, схемы и номинального напряжения проектируемой сети
• 2. Расчет основных и утяжеленных режимов работы электрической сети
• 2.1 Расчетная схема электрической сети
• 2.2 Исходные данные к расчету режимов работы электрической сети на ЭВМ
• 2.3 Результаты расчета и анализ показателей режимов работы районной сети
• 2.4 Расчет основного режима максимальных нагрузок методом последовательных приближений в два этапа одного из элементов электрической сети
• 3. Регулирование напряжения в электрической сети
• 4. Основные технико-экономические показатели спроектированной сети
• 4.1 Технико-экономические показатели спроектированной сети
• 4.2 Коэффициенты полезного действия электропередачи в основном режиме максимальных нагрузок и среднегодовой КПД
• Выводы
• Список используемой литературы


ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ К ПРОЕКТУ

Наименование энергосистемы и состав приемников электрической энергии

Сетевой район электрической системы		Состав приемников электроэнергии в пунктах питания по категории надежности, %
		1	2	3	4	5
		I	II	III	I	II	III	I	II	III	I	II	III	I	II	III
Пермьэнерго	0,94	3	75	22	9	69	22	3	64	33	8	65	27	8	69	23

Сведения о максимальных нагрузках, коэффициенте мощности, числе часов использования максимальной нагрузки на трансформаторных подстанциях сетевых районов.

Максимальная нагрузка в пункте, МВА	Коэффициент мощности в пункте, о.е.	Число часов использования максимальной нагрузки в пункте
1	2	3	4	5	1	2	3	4	5	1	2	3	4	5
50	71	49	63	78	0,84	0,87	0,80	0,82	0,91	6800	5700	6400	5600	4850

Координаты, км, расположения пунктов питания и потребления электрической энергии.

А	В	1	2	3	4	5
X	Y	X	Y	X	Y	X	Y	X	Y	X	Y	X	Y
10	10	80	70	20	45	55	55	40	15	75	35	85	30

Коэффициенты аварийной перегрузки силовых трансформаторов общего назначения.

Коэффициент, о. е., аварийной перегрузки трансформаторов в пункте.
1	2	3	4	5
1,5	1,6	1,3	1,3	1,1



Номинальное напряжение распределительных сетей потребителей; средний коэффициент мощности генераторов станций; минимальная нагрузка в процентах от максимальной.

Номинальное напряжение распределительной сети потребителей электроэнергии в пунктах, кВ	Средний коэффициент мощности генераторов, cosг	Минимальная нагрузка (от максимальной), %
1	2	3	4	5	0,85	60
10	6	6	10	6



1. ВЫБОР ГРАФА, СХЕМЫ И НОМИНАЛЬНОГО НАПРЯЖЕНИЯ ПРОЕКТИРУЕМОЙ СЕТИ

Электрическая сеть представляет собой совокупность электроустановок для передачи и распределения электрической энергии, состоящей из подстанций, распределительных устройств, токопроводов, воздушных и кабельных линий электропередачи, работающих на определенной территории.

Взаимное соединение ЛЭП и ПС получило название графа электрической сети. напряжение сеть электрический граф

Проектирование системы электроснабжения сетевого района связано с выбором оптимальных конфигурации, номинального напряжения электрической сети и схем РУ подстанций. Критерием выбора схемы электроснабжения являются минимальные приведенные расчетные затраты технически равноценных вариантов, которые определяются на основе технико-экономических расчетов в энергетике.

1.1 Выбор графа проектируемой сети

На основе места расположения источников питания и потребителей электроэнергии намечается несколько вариантов графа сети, обеспечивающей требуемую надежность электроснабжения приемников электрической энергии. Например, на рис.1. намечено два варианта графа электрической сети, отвечающей требованиям питания приемников электрической энергии, относящихся к первой (1) и второй (II) категориям. Надежность электроснабжения приемников I категории должна быть высокой, их необходимо снабжать электроэнергией от двух независимых источников питания. К числу приемников II категории относятся такие приемники, перерыв в электроснабжении которых связан с массовым недоотпуском продукции, простоем рабочих, механизмов и промышленного транспорта, нарушением нормальной деятельности значительного количества городских жителей. Для них допускаются перерывы в подаче электроэнергии на время включения резервного питания (чаще автоматического). Электроприемники, не подходящие под определения I и II категорий, относятся к III категории. При разработке графа электрической сети необходимо определить количество цепей ЛЭП, обеспечивающее требуемую надежность электроснабжения приемников электрической энергии. Для питания приемников I и II категорий предусматриваются резервированные схемы сети, а для III категории--возможно нерезервированные.

Замкнутые схемы сетей или замкнутые контуры в смешанных схемах обеспечивают электрической энергией приемники районных ПС при отключении любой из одноцепных ЛЭП замкнутого контура. Если схема сети или ее часть выполнена с односторонним питанием, то рекомендуется предусмотреть двухцепные ЛЭП.

Рис.1.а



Рис 1.б.

1.2 Распределение активных мощностей по ЛЭП электрической сети в основном и утяжеленном режимах

Распределение мощностей по ЛЭП рекомендуется определять упрощенно, считая сеть однородной. В однородной сети сопротивления отдельных участков ЛЭП эквивалентны их длинам, при этом необходимо принимать длину ЛЭП с учетом коэффициента удлинения трасс. Для Пермьэнерго k_уд=1,16.

Найдем длину линии А1:

Остальные длины ЛЭП находим аналогично:

Таблица 1.1. Длины ЛЭП

ЛЭП	А-1	А-3	1-2	3-2	В-2	В-4	В-5	А-2	5-4
L, км	42,2	35,3	42,2	49,6	33,8	41	46,8	73,8	13

Распределение активной мощности:

S₁= 50 МВа , cosц₁=0.84 P₁=S₁ ·cosц₁=50·0.84 = 42 МВт

S₂= 71 МВа , cosц₂=0.87 P₂=S₂ ·cosц₂=71·0.87 = 61,77 МВт

S₃= 49 МВа , cosц₃=0.80 P₃=S₃ ·cosц₃=49·0.80 = 39,2 МВт

S₄= 63 МВа , cosц₄=0.82 P₄=S₄ ·cosц₄=63·0.82 = 51,66 МВт

S₅= 78 МВа , cosц₅=0.91 P₅=S₅ ·cosц₅=78·0.91 = 70,98 МВт

Полная активная мощность :

Мощности источников питания:

Рассчитаем распределение активной мощности, считая что сеть однородная.

Для первого графа:

P_В5=P₅=70,98 МВт

P_В4= P₄ =51,66 МВт

P_В2=P_В - P_В5 - P_В4 =185,93 - 70,98 - 51,66= 63,29 МВт

P₃₂=P_А3 - P₃ = 40,73 - 39,2 = 1,53 Мвт

P₂₁=P₃₂ + P _B2 - P₂ = 1,53+63,29 - 61,77 = 3,05Мвт

Проверка:

P_А1 + P _А5 + P_В2 =P₂ + P₁ + P₃

142,97 Мвт = 142,97 Мвт

Для второго графа:

P_А1=P₁=42 МВт

P_А3=P₃=39,2 МВт

P_В2=P_В - P_В5 - P_В4 =185,93 - 70,98 - 51,66= 63,29 МВт

P_2А=P_В2 - P₂ =63,29 - 61,77 = 1,52 МВт

P₄₅=P_В4 - P₄ =63,6 - 51,66= 11,94 МВт

Проверка:

P_В4 + P _В5 =P₄ + P₅

122,64 Мвт = 122,64 Мвт

Запишем результаты в таблицу 1.2.



Таблица 1.2.Мощности ЛЭП в режимах максимальной нагрузки

ЛЭП	А-1	А-3	2-1	3-2	В-2	В-4	В-5	2-А	5-4
Первый граф
Основной режим, P, МВт	38,95	40,73	3,05	1,53	63,29	51,66	70,98
Второй граф
Основной режим, P, МВт	42	39,2			63,29	63,6	59,04	1,52	11,94

1.3 Выбор номинального напряжения электрической сети

Выбор номинального напряжения районной сети производится одновременно с выбором графа сети и схемы электрических соединений на основе технико- экономических расчетов. Номинальное напряжение определяется значениями передаваемой активной мощности и длины линии.

Для одноцепной ЛЭП: ;

Для двухцепной ЛЭП: ;

Первый вариант:

А-1: кВ

Для остальных ЛЭП, номинальные напряжения находятся аналогично.

Запишем результаты в таблицу 1.3.



Таблица 1.3. Рациональное и номинальное напряжение ЛЭП

ЛЭП	Мощность основного режима, МВт	Напряжение, кВ
Между узлами	Длина, км		рациональное	номинальное
Вариант графа первый
А-1	42,2	38,95	114,68	110
А-3	35,3	40,73	115,05	110
2-1	42,2	3,05	34,68	110
3-2	49,6	1,53	24,66	110
В-2	33,8	63,29	103,25	110
В-4	41	51,66	95,79	110
В-5	46,8	70,98	111,02	110
Вариант графа второй
А-1	42,2	42	87,4	150
А-3	35,3	39,2	84	150
2-А	73,8	1,52	17,42	150
В-2	33,8	63,29	103,25	150
В-4	41	63,6	139,34	150
В-5	46,8	59,04	137,32	150
4-5	13	11,94	63,52	150

1.4 Баланс реактивной мощности в сетевом районе

Реактивная мощность в каждом пункте вычисляется по формуле:

где Q_i - реактивная мощность в i-ом пункте, МВАр;

S_i - полная мощность в i-ом пункте, МВА;

P_i - активная мощность в i-ом пункте, МВт.

Таблица 1.4.Реактивная мощность в каждом пункте.

ПС	Si, MBA	Pi, МВт	Qi, МВАр
1	50	42	27,13
2	71	61,77	35
3	49	39,2	29,4
4	63	51,66	36,06
5	78	70,98	32,34

Q_м=27,13+35+29,4+36,06+32,34=159,93 МВАр

Поскольку часть реактивной мощности экономически целесообразно вырабатывать децентрализованно, то условие баланса реактивной мощности может быть записано в следующем виде:

Q_г+Q_ку+Q_сQ_м+Q_с,

где Q_г - реактивная мощность, которая может быть получена от генераторов электростанций;

Q_ку - реактивная мощность компенсирующих устройств;

Q_c - реактивная мощность, генерируемая емкостью линий электропередачи;

Q_м - реактивная мощность, одновременно потребляемая приемниками электроэнергии, присоединенными к подстанциям сетевого района;

Q_c - потери реактивной мощности в элементах электрической сети.

Реактивная мощность, получаемая от генераторов электростанций, может быть найдена по формуле

Q_Г=(P_м+P_c)tg_Г,

где Р_м - активная мощность, одновременно потребляемая в сетевом районе;

Р_с - потери активной мощности в сети; в сетях с одной-двумя ступенями трансформации Р_с составляют 4-6 % от полной передаваемой мощности в сети;

tg_Г - угол сдвига между векторами тока и напряжения генераторов станций относительно шин высшего напряжения.

Р_м=0.9Р_i= МВт.

P_c=0.05P_i= МВт.

Средний коэффициент мощности генераторов cos_Г=0.85. Следовательно, tg_Г=0.62

Q_Г=(239,05+13,28)0,62=156,44 МВАр.

Потери реактивной мощности в основной электрической сети ориентировочно можно рассчитать:

Q_c=(0.06…0.08)S_мn_т+(0.04…0.05)S_м,

где S_м - полная мощность потребителей сетевого района;

n_т - число ступеней трансформации в сетевом районе (рекомендуется принять равным 1).

S_м=50+71+49+63+78=311 МВА.

Q_c=0.07311+0.045311=35,765 МВАр.

Реактивная мощность, генерируемая линиями, условно принимается

30 кВАр/км при 110 кВ и 150 кВ.

Для первого варианта графа:

Qc=2*0,03*(41+46,8+33,8)+0,03*(42,2+42,2+35,3+49,6) = 12,375 МВАр.



Для второго варианта графа:

Qc =2*0,03*(42,2+35,3+73,8+33,8)+0,03*(41+46,8+13) = 14,3 МВАр.

Из приведенного баланса реактивных мощностей находится мощность компенсирующих устройств:

Q_ку Q_м+Q_с- Q_с - Q_г.

Для первого варианта графа:

Q_ку =Q_м+Q_с - Q_с - Q_г = 159,93+35,765 - 12,375 - 156,44 = 26,88 МВАр.

Для второго варианта графа:

Q_ку =Q_м+Q_с - Q_с - Q_г = 159,93+35,765 - 14,3 - 156,44 = 24,95 МВАр

Компенсирующие устройства распределяются по равенству средних значений коэффициентов мощности на подстанциях:

Для первого варианта графа:

cos_{с КУ} = 0,89

Для второго варианта графа:

cos_{с КУ} = 0,89

Мощность компенсирующих устройств на каждой подстанции:

Q_куi=P_мi(tg_i - tg_c,ку),

где Р_мi - максимальное значение активной мощности потребителей i-ой подстанции;

_i - угол сдвига фаз i-ой подстанции, соответствующий коэффициенту мощности i-го узла нагрузки в максимальном режиме.

cos₁=0.84 tg₁=0.65

cos₂=0.87 tg₂=0.57

cos₃=0.80 tg₃=0.75

cos₄=0.82 tg₄=0.70

cos₅=0.91 tg₅=0.46

Для первого варианта графа:

Q_ку1=42*(0,65 - 0,5) = 6,3 МВАр

Q_ку2=61,77*(0,57 - 0,5) = 4,324 МВАр

Q_ку3=39,2*(0,75 - 0,5) = 9,8 МВАр

Q_ку4=51,66*(0,70 - 0,5) = 10,332 МВАр

Q_ку5=70,98*(0,46 - 0,5) = -2,839 МВАр

Для второго варианта графа:

Q_ку1=42*(0,65 - 0,51) = 5,88 МВАр

Q_ку2=61,77*(0,57 - 0,51) = 3,706 МВАр

Q_ку3=39,2*(0,75 - 0,51) = 9,408 МВАр

Q_ку4=51,66*(0,70 - 0,51) = 9,815 МВАр

Q_ку5=70,98*(0,46 - 0,51) = 3,549 МВАр



Установка компенсирующих устройств условно принимается на шинах низшего напряжения трансформаторных напряжений. Выбор типа компенсирующих устройств выполним после выбора числа и типа силовых трансформаторов районной ПС.

1.6 Выбор марки и площади сечения провода линий электропередачи

Выбор сечений ЛЭП произведем по условию нагрева и потери электроэнергии на корону.

Для расчета потери электроэнергии по методу наибольших потерь необходим расчет времени использования максимальной активной мощности на ЛЭП Т_ма.

Исходные данные:

Т_ма1=6800ч; Т_ма2=5700ч; Т_ма3=6400ч; Т_ма4=5600ч; Т_ма5=4850ч

Для первого варианта:

Т_маВ4= Т_ма4=5600 ч.

Т_маВ5= Т_ма5=4850 ч.

Т_маА1= Т_ма21 = Т_ма1= 6800 ч.

Для второго варианта:

Т_маА1= Т_ма1=6800 ч.

Т_маА3= Т_ма3=6400 ч.

Т_маВ5= Т_ма45 = Т_ма5= 4850 ч.

Т_маВ2= Т_ма2=5700 ч.

Найдем I_мij - ток основного режима максимальных нагрузок линии.

;

где Р_ij - активная мощность линии, МВт;

U_ном - номинальное напряжение сети.

Для первого графа:

Остальные значения находим аналогично и занесем их в таблицу 1.6.

Таблица 1.6.

ЛЭП между пунктами	Рij,МВт	Uном ,кВ	Iмij, А
Вариант 1
А-1	38,95	110	229,7
А-3	40,73	110	240,2
2-1	3,05	110	18
3-2	1,53	110	9
В-2	63,29	110	186,6
В-4	51,66	110	152,3
В-5	70,98	110	209,3
Вариант 2
А-1	42	150	90,8
А-3	39,2	150	84,7
2-А	1,52	150	3,3
В-2	63,29	150	136,8
В-4	63,6	150	275
В-5	59,04	150	255,3
4-5	11,94	150	51,6

Выбор сечений проводов ЛЭП по условию нагрева

Для выбора сечения проводов ЛЭП по нагреву используется значение максимального тока утяжеленного режима (таблица 1.7):

где Р_утij - активная мощность в утяжеленном режиме, МВт.

Рассчитаем токи утяжеленного режима.

Первый вариант:

Линия A-1:

Линия A-3:

Линия В-2:



Линия В-4:

Линия В-5:

Линия 1-2 (обрыв А-1):

Линия 3-2 (обрыв А-1):

Для второго варианта расчет токов утяжеленного режима проводим аналогично, запишем их значение в таблицу 1.7.

По таблице 1.3.29 [2] выбираем стандартное сечение при I_утI_дд для проводов марки АС (вне помещений).

Таблица 1.7

ЛЭП между пунктами	Iмij, А	Iдд, А	Марка и площадь сечения провода
Вариант 1
А-1	469,9	510	АС 185/29
А-3	469,9	510	АС 185/29
2-1	247,7	265	АС 70/11
3-2	238,7	265	АС 70/11
В-2	373,2	390	АС 120/19
В-4	304,6	330	АС 95/16
В-5	418,6	450	АС 150/24
Вариант 2
А-1	181,6	210	АС 50/8
А-3	169,4	175	АС 35/6,2
2-А	6,6	84	АС 10/1,8
В-2	273,6	330	АС 95/16
В-4	530,4	605	АС 240/32
В-5	530,4	605	АС 240/32
4-5	307	330	АС 95/16

Выбор сечений проводов ЛЭП по условию потерь на корону.

По условию потери энергии на корону площадь сечения проводов должны быть не менее минимально допустимых значений, установленных правилами [2] для ЛЭП разных напряжений: 110 кВ и 150 кВ - АС 120/19.

При выборе марок проводов на сооружаемых линиях напряжением 110 кВ и выше применяются сталеалюминиевые провода. Для сталеалюминиевых проводов рекомендуются следующие области применения:

Пермьэнерго: район по гололеду III. Нормативная толщина стенки гололеда 15 с повторяемостью 1 раз в 10 лет . При площади сечения до 185 - А:С=6,0..6,25, при площади сечения больше 240 - А:С=7,71..8,04.

Таблица 1.8.

ЛЭП между пунктами	Сечение по нагреву, мм2	Сечение по потерям на корону, мм2	Конечный выбор проводов, мм2
Вариант графа первый
А-1	АС 185/29	АС 120/19	АС 185/29
А-3	АС 185/29	АС 120/19	АС 185/29
2-1	АС 70/11	АС 120/19	АС 120/19
3-2	АС 70/11	АС 120/19	АС 120/19
В-2	АС 120/19	АС 120/19	АС 120/19
В-4	АС 95/16	АС 120/19	АС 120/19
В-5	АС 150/24	АС 120/19	АС 150/24
Вариант графа второй
А-1	АС 50/8	АС 120/19	АС 120/19
А-3	АС 35/6,2	АС 120/19	АС 120/19
2-А	АС 10/1,8	АС 120/19	АС 120/19
В-2	АС 95/16	АС 120/19	АС 120/19
В-4	АС 240/32	АС 120/19	АС 240/32
В-5	АС 240/32	АС 120/19	АС 240/32
4-5	АС 95/16	АС 120/19	АС 120/19

1.7 Выбор номинальной мощности трансформаторов районных понизительных подстанций

Так как во всех пунктах питания есть электроприемники первой и второй категории, то на районных подстанциях требуется устанавливать не менее двух трансформаторов.

Устанавливаемые на районных подстанциях двухобмоточные трансформаторы должны иметь встроенные устройства регулирования напряжения под нагрузкой (РПН).

Номинальная мощность трансформатора выбирается из условия обеспечения нормального режима его работы с учетом перегрузочной способности. Коэффициенты аварийной перегрузки силовых трансформаторов даны в исходных данных.

Формулы, необходимые для нахождения мощности и коэффициента загрузки трансформаторов:

; ;

Расчет номинальной мощности трансформаторов для первого графа:



МВА ; (ТHДН-25000/110)

МВА; (ТРДН-40000/110)

МВА ; (ТРДН-25000/110)

МВА ; (ТРДН-40000/110)

МВА ; (ТРДЦН-63000/110)

=0,94; =0,87;

=0,88; =0,72;

=0,63

Для второго варианта графа результаты расчета будут аналогичны, следовательно трансформаторы берутся такие же.

ПС	Состав приемников электроэнергии.	Коэф. Аварийной перегрузки	P, МВт	Sтiрасч, МВА	Sтном, МВА	Трансформатор	Кз
	1	2	3
Первый вариант графа
1	3	75	22	1,5	42	24,54	25	ТРДН-25000/110	0,94
2	9	69	22	1,6	61,77	33,83	40	ТРДН-40000/110	0,87
3	3	64	33	1,3	39,2	22,7	25	ТРДН-25000/110	0,88
4	8	65	27	1,3	51,66	32,59	40	ТРДН-40000/110	0,72
5	8	69	23	1,1	70,98	57,77	63	ТРДЦН-63000/110	0,63
Второй вариант графа
1	3	75	22	1,5	42	24,54	32	ТРДН-32000/150	0,74
2	9	69	22	1,6	61,77	33,83	63	ТРДН-63000/150	0,55
3	3	64	33	1,3	39,2	22,7	32	ТРДН-32000/150	0,69
4	8	65	27	1,3	51,66	32,59	63	ТРДН-63000/150	0,46
5	8	69	23	1,1	70,98	57,77	63	ТРДН-63000/150	0,63



1.8 Основные технико-экономические показатели проектируемой сети

Технико-экономические показатели складываются из инвестиций (капиталовложений) и текущих расходов, необходимых для эксплуатации электрической сети.

Капитальные вложения на сооружение ЛЭП определяются по формуле:

где n - число воздушных линий электропередачи сетевого района ;

K_у,лi - удельная стоимость 1 км линий ЛЭП с учетом климатических условий, тыс. р./км;

k_m=1,1 территориальный поясной (укрупненный зональный) коэффициент.

Район по гололеду - III

Стоимость сооружений воздушных линий:

Железобетонные одноцепные на 110 кВ :

АС 120/19 - 720,5 тыс. руб.

АС 185/29 - 759 тыс. руб.

Железобетонные двухцепные на 110 кВ :

АС 120/19 - 995,5 тыс. руб.

АС 150/24 - 1221 тыс. руб.

Железобетонные одноцепные на 150 кВ :



АС 120/19 - 814 тыс. руб.

АС 240/32 - 863,5 тыс. руб.

Железобетонные двухцепные на 150 кВ :

АС 120/19 - 1177 тыс. руб.

Для первого варианта графа:

Для второго варианта графа:

Капитальные вложения на сооружение ПС подсчитываются по формуле:

Расчетная стоимость трансформаторов напряжением 110 кВ с РПН:

63 МВА - 7480 тыс. руб.

40 МВА - 5995 тыс. руб.

25 МВА - 4620 тыс. руб.

Расчетная стоимость трансформаторов напряжением 150 кВ с РПН:

63 МВА - 6875 тыс. руб.

32 МВА - 5500 тыс. руб.

Расчетная стоимость ячейки ОРУ 110 кВ - 2310 тыс. руб.

Расчетная стоимость ячейки ОРУ 150 кВ - 3850 тыс. руб.

Для первого варианта:

Для второго варианта:

Ежегодные эксплуатационные расходы на электрическую сеть состоят из амортизационных отчислений С_а, отчислений на обслуживание С_о и возмещение стоимости потерь электроэнергии в элементах сети С_п.

С=С_а+С_о+С_п

Амортизационные отчисления предназначены для проведения капитальных ремонтов электрооборудования и восстановления его первоначальной стоимости. Они определяются суммой отчислений от капитальных вложений по группам однотипного оборудования. Если принять, что капитальные вложения в электрическую сеть используется в течение одного года, то амортизационные отчисления могут быть определены по формуле:



Где ,- нормы амортизационных отчислений на воздушных ЛЭП, трансформаторные подстанции [1, с. 315.].

;

Отчисления на обслуживание идут на покрытие расходов, связанных с текущим ремонтом, зарплатой обслуживаемого персонала и другими расходами. Отчисления на обслуживание допускается определять по норме отчислений от капиталовложений:

Где ,- нормы отчислений на ЛЭП, трансформаторные подстанции [1, с. 315.].

;

Для первого варианта:

Для второго варианта:



Потери мощности в элементах электрической сети увеличивают максимум нагрузки, вызывают необходимость в дополнительной выработке электроэнергии. Это связано с вводом дополнительных генерирующих мощностей, с расширением топливной базы. Поэтому оценка стоимости потерь производится по приведенным затратам, отнесенным на 1кВтч потерь электроэнергии в зависимости от времени максимальных потерь и с учетом их попадания в максимум нагрузки энергосистем . Значение берется в соответствии с заданием =0,94.

Для определения размеров отчисления на возмущение стоимости потерь С_П необходимо знать потери электроэнергии в элементах электрической энергии в элементах сети. Следует подразделять потери электрической энергии на переменные и постоянные. К переменным потерям следует отнести потери в активных сопротивлениях проводов ЛЭП и обмоток силовых трансформаторов. К постоянным потерям - потери в магнитопроводе трансформаторов, на корону в ЛЭП. Переменные потери электроэнергии допускается определить по времени максимальных потерь. Постоянные потери электроэнергии определяются по времени работы оборудования в году Т_Г.

Суммарные потери электроэнергии могут быть рассчитаны по формуле:

Где - суммарные потери мощности в элементах сети, зависящие и не зависящие от нагрузки.

- время наибольших потерь, ч , рассчитываемое по формуле:

Результаты расчета потери электроэнергии в ЛЭП запишем в таблицу 1.8.

Для расчета стоимости потерь электроэнергии определяем по графикам удельные затраты на возмещение потерь электроэнергии З_э'(зависящие от нагрузки - по значениям / ) и З_э''(не зависящие от нагрузки - по значению Т_г), учитывая принадлежность сетевого района к объединенной энергетической системе.

Рассчитаем потери электроэнергии зависящие от погодных условий

Потери на корону:

Для 110жб/2-1*120 удельные потери электроэнергии на корону равны 1,25 тыс.кВт ч/км в год

Для 110жб-1*120 удельные потери электроэнергии на корону равны 1,15 тыс.кВт ч/км в год

Для 154/2-1*185 удельные потери электроэнергии на корону равны 7,1 тыс.кВт ч/км в год

Для 154-1*185 удельные потери электроэнергии на корону равны 4,9 тыс.кВт ч/км в год

Для 110 /2-1*150 удельные потери электроэнергии на корону будет равны

тыс.кВт ч/км в год

Для 110-1*185 удельные потери электроэнергии на корону будет равны



тыс.кВт ч/км в год

Для 154 /2-1*120 удельные потери электроэнергии на корону будет равны

тыс.кВт ч/км в год

Для 154-1*120 удельные потери электроэнергии на корону будет равны

тыс.кВт ч/км в год

Для 154-1*240 удельные потери электроэнергии на корону будет равны

тыс.кВт ч/км в год

Потери электроэнергии от токов утечки при напряжении 110 кВ равны 1,68 тыс.кВт ч/км в год;

Потери электроэнергии от токов утечки при напряжении 154 кВ равны 1,93 тыс.кВт ч/км в год;

Удельный расход электроэнергии на плавку гололеда:

1*240 - 0,056 тыс.кВт ч/км в год

1*185 - 0,051 тыс.кВт ч/км в год

1*150 - 0,053 тыс.кВт ч/км в год

1*120 - 0,046 тыс.кВт ч/км в год

Потери электроэнергии зависящие от погодных условий :

Для первого варианта:

W= (1,15+1,68+0,046)(42,2+49,6)+(0,75+1,68+0,051)(42,2+35,3)+

+(1,25+1,68*2+0,046*2)(33,8+41)+46,8(1+2*1,68+2*0,053) = 1017 МВт*ч

Для второго варианта графа:

W=(10,95+2*1,93+2*0,046)(42,2+35,3+73,8+33,8)+

+(3,78+1,93+0,056)(41+46,8)+13(7,55+1,68+0,046) = 3385 МВт*ч

Для первого варианта:

З_э''=1,25 тогда суммарные затраты на потери электроэнергии будут равны

1017*1,25 =1271 тыс. руб.

Для второго варианта графа:

З_э''=1,25 тогда суммарные затраты на потери электроэнергии будут равны

3385*1,25 = 4231 тыс. руб

Значениенаходим по формуле:

и запишем результаты расчета потерь электроэнергии в таблицу 1.8:



Таблица 1.8. Нагрузочные потери электроэнергии в ЛЭП проектируемой сети

ЛЭП	Марка провода	Ток основного режима	r0 Ом/км	Rл Ом/км	Тм.а., ч		Потери электроэнергии МВт*ч	Удельные затраты р/(кВт*ч)	Суммарные, тыс. р/год
Первый вариант графа
А-1	АС 185/29	229,7	0,162	6,836	6800	5563	6019,4	1,25	7524,3
А-3	АС 185/29	240,2	0,162	5,719	6415	5133	5081,1	1,25	6351,4
2-1	АС 120/19	18	0,249	10,508	6800	5563	56,8	1,25	71
3-2	АС 120/19	9	0,249	12,350	5726	4251	12,8	1,28	16,3
В-2	АС 120/19	186,6	0,249	4,208	5726	4251	7474,2	1,28	9567
В-4	АС 120/19	152,3	0,249	5,104	5600	4098	5821,8	1,29	7510,1
В-5	АС 150/24	209,3	0,198	4,633	4850	3249	7912,8	1,32	10444,9
Всего:	32379		41485
Второй вариант графа
А-1	АС 120/19	90,8	0,249	5,254	6800	5563	2891,6	1,25	3614,5
А-3	АС 120/19	84,7	0,249	4,395	6400	5113	1934,6	1,25	2418,2
2-А	АС 120/19	3,3	0,249	9,188	6607	5394	6,4	1,25	8
В-2	АС 120/19	136,8	0,249	4,208	5700	4219	3987	1,28	5103,4
В-4	АС 240/32	275	0,121	4,961	5459	3931	4424,5	1,30	5751,8
В-5	АС 240/32	255,3	0,121	5,663	4850	3249	3597,6	1,32	4748,9
4-5	АС 120/19	51,6	0,249	3,237	4850	3249	84	1,32	110
Всего:	16926		21755

Условно-постоянные потери электроэнергии МВт*ч, в силовых трансформаторах проектируемой сети найдем по формуле :

и запишем результаты в таблицу 1.9.:

ПС	Тип трансформатора	Число трансформаторов	ДPxx МВт*ч	Потери электроэнергии МВт*ч	Удельные затраты р/(кВт*ч)	Суммарные, тыс. р/год
Вариант 1
1	ТРДН-25000/110	2	0,027	236,5	1,25	295,6
2	ТРДН-40000/110	2	0,036	630,7	1,25	788,4
3	ТРДН-25000/110	2	0,027	236,5	1,25	295,6
4	ТРДН-40000/110	2	0,036	630,7	1,25	788,4
5	ТРДЦН-63000/110	2	0,059	1033,7	1,25	1292
Всего:	2768		3460
Вариант 2
1	ТРДН-32000/150	2	0,035	613,2	1,25	766,5
2	ТРДН-63000/150	2	0,059	1033,7	1,25	1292
3	ТРДН-32000/150	2	0,035	613,2	1,25	766,5
4	ТРДН-63000/150	2	0,059	1033,7	1,25	1292
5	ТРДН-63000/150	2	0,059	1033,7	1,25	1292
Всего:	4327		5409

Потери в обмотках трансформаторов:

Потери в обмотках трансформаторов сведем в таблицу 1.10.:

Таблица 1.10.Потери в обмотках трансформатора.

ПС	Тип трансформатора	Число трансформаторов	Кз	ДPк МВт*ч		Потери электроэнергии МВт*ч	Удельные затраты р/(кВт*ч)	Суммарные, тыс. р/год
Вариант 1
1	ТРДН-25000/110	2	0,94	0,120	5563	294,9	1,25	368,7
2	ТРДН-40000/110	2	0,87	0,172	4219	274,6	1,28	351,5
3	ТРДН-25000/110	2	0,88	0,120	5113	196,3	1,25	245,4
4	ТРДН-40000/110	2	0,72	0,172	4098	182,7	1,29	235,7
5	ТРДЦН-63000/110	2	0,63	0,260	3249	167,6	1,32	221,3
Всего:	1116		1422
Вариант 2
1	ТРДН-32000/150	2	0,74	0,145	5563	220,8	1,25	276,1
2	ТРДН-63000/150	2	0,55	0,235	4219	150	1,28	191,9
3	ТРДН-32000/150	2	0,69	0,145	5113	255,8	1,25	319,7
4	ТРДН-63000/150	2	0,46	0,235	4098	101,9	1,29	131,4
5	ТРДН-63000/150	2	0,63	0,235	3249	151,5	1,32	200
Всего:	880		1119

Суммарные потери электроэнергии для первого графа:

МВт*ч

Суммарные потери электроэнергии для второго графа:

МВт*ч

Сумма отчислений на возмещение стоимости потерь электроэнергии первого графа:

тыс. руб

Сумма отчислений на возмещение стоимости потерь электроэнергии второго графа:

тыс. руб



1.9 Выбор графа, схемы и номинального напряжения проектируемой электрической сети

На основе полученных капитальных вложений и ежегодных эксплуатационных расходов рассчитываются приведенные (расчетные) затраты для каждого из намеченных вариантов электрической сети по формуле:

где и капитальные (единовременные) вложения и ежегодные (текущие) затраты -го варианта электрической сети.

тыс.руб.

тыс.руб.

Таблица 1.11. Капитальные вложения электрической сети, тыс. р.

Вариант	Капитальные вложения, тыс.руб. на сооружение
	ЛЭП	ячеек ВН	трансформаторов	сети
1	282228	81312	54934	418474
2	334686	139755	69575	544016

Таблица 1.12. Амортизационные отчисления и затраты на обслуживание элементов электрической сети, тыс. р./год

Вариант		Ежегодные эксплуатационные затраты, тыс.руб./г.на сооружение
	ЛЭП	ячейки ВН	трансформатор	сети
1	7902	7643	5164	20709
2	9371	13137	6540	29048



Таблица 1.13. Расчетные затраты проектируемой электрической сети

Вариант	Годовые потери эл. энергии, МВт·ч	Стоимость потерь электроэнергии, тыс.р	Капитальные вложения сети, тыс.руб./г.	Ежегодные эксплуатационные затраты, тыс.р./г.	Расчетные затраты тыс.руб./г.
1	38180	47638	418474	68347	214813
2	25518	32514	544016	61562	251967

Первый вариант графа электрической сети получился с меньшим значением расчетных затрат. Дальнейшие расчеты будем проводить для этого графа.



2. РАСЧЕТ ПАРАМЕТРОВ СХЕМЫ ЗАМЕЩЕНИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ

2.1 Расчетная схема электрической сети

К параметрам схемы замещения ЛЭП относятся активные и индуктивные сопротивления, активные и емкостные проводимости, равномерно распределенные по всей длине линии. Воздушные ЛЭП в основном выполняются сталеалюминевыми проводами, для которых явление поверхностного эффекта ослаблено и может не учитываться.

Рис.2.1. Расчетная схема замещения ЛЭП 110 кВ

Активные и индуктивные сопротивления вычисляются по расчетным удельным сопротивлениям проводов на единицу длины ЛЭП:

,

где - удельное активное сопротивление провода при , ;

L - длина линии.

, где - удельное индуктивное сопротивление, .

Удельное индуктивное сопротивление можно определить по формуле:

,



где - среднегеометрическое расстояние между проводами, мм;

- внешний радиус провода, мм; - относительная магнитная проницаемость материала проводника (для сталеалюминиевых проводов берется равной 1).

При расстоянии между проводами отдельных фаз линии, равных и , среднегеометрическое расстояние вычисляется по формуле:

.

Значения и находятся в зависимости от конструктивных параметров различных типов опор. При симметричном расположении проводов одноцепных линий на двухцепных опорах удельное индуктивное сопротивление на 1 км линии мало отличается от сопротивления одноцепной линии, и поэтому среднегеометрическое расстояние для двухцепных ЛЭП можно определить по этой же формуле.

Емкостная проводимость линии, обусловленная емкостями между проводами, проводами и землей, определяется по формуле:

,

где - удельная проводимость ЛЭП, .

.

Генерируемая линией реактивная мощность, :

.

Выбираем опоры в соответствии с номинальным напряжением по [3,табл.8.22].

Для одноцепных линий выбираем железобетонные опоры ПБ 110-1 (рис. а)

Для двухцепных линий выбираем железобетонные опоры ПБ 110-2 (рис. б)

б)

Определим их среднегеометрическое расстояние .

а)D_AB= м,

D_АС= м,

D_ВС=2+3,5=5,5м

м

б) D_AB= м,

D_АС= м,

D_ВС=м

м

Пример расчета параметров схемы замещения проведем для одного участка.

Для участка В - 2:

R= Ом

Ом/км,

Х = Ом

См/км,

В_с=См

Зарядная мощность линии в максимальном режиме (U_ном=121 кВ):

Q_c=187,8·10^-6·121²·10⁶ = 2,750 МВАр

Зарядная мощность линии в минимальном режиме (U_ном=110 кВ):

Q_c=187,8·10^-6·110²·10⁶ = 2,272 МВАр

Параметры схемы замещения остальных участков системы рассчитываются аналогично. Результаты расчетов запишем в таблицу 2.1.:



Таблица 2.1.Параметры схемы замещении ЛЭП

Участок ЛЭП	Радиус провода, Rпр,м	rо, Ом/км	xo, Ом/км	bo, См/км	R, Ом	Х, Ом	В·10-6, См	Qc,max, МВАр	Qc,min, МВАр
А-1	0,0094	0,162	0,4079	2,792	6,836	17,213	117,8	1,725	1,425
А-3	0,0094	0,162	0,4079	2,792	5,719	14,399	98,6	1,442	1,193
2-1	0,0076	0,249	0,4213	2,701	10,508	17,779	114	1,668	1,380
3-2	0,0076	0,249	0,4213	2,701	12,350	20,896	134	1,962	1,622
В-2	0,0076	0,249	0,4100	2,778	4,208	6,929	187,8	2,778	2,272
В-4	0,0076	0,249	0,4100	2,778	5,104	8,405	227,8	3,336	2,756
В-5	0,00855	0,198	0,4026	2,831	4,633	9,421	265	3,880	3,206

Расчет параметров схемы замещения трансформаторов

В исходных данных на курсовое проектирование отсутствуют варианты подстанций с различными значениями вторичных напряжений, поэтому используются в основном двухобмоточные трансформаторы. Для упрощения расчетов в схеме замещения двухобмоточных трансформаторов проводимости предлагается заменить мощностью, измеряемой заводом - изготовителем при опыте ХХ, т.е. рекомендуется схема замещения трансформаторов с отбором мощности, называемая расчетной (рис. 2.2.)

Размещено на http://www.allbest.ru

рис. 2.2.

;;

; ;

Расчет параметров схемы замещения трансформатора типа

ТРДЦН - 63000/110 на пятой подстанции:

Ом;

Ом

МВАр

МВА

=

Т.к. на подстанциях предусматривается установка двух трансформаторов, то

Расчет остальных трансформаторов производится аналогично. Параметры схем замещения трансформаторов запишем в таблицу:

Таблица 2.2. параметры схемы замещения силовых трансформаторов

ПС	Трансформатор	Uвн, кВ	Uнн, кВ	, кВт	, кВт	IХ,%	Rт,Ом	Хт,Ом	,rкВА	Kт
1	ТРДН-25000/110	115	10,5	120	27	0,7	1,270	27,772	0,054+j0,35	10,952
2	ТРДН-40000/110	115	6,3	172	36	0,65	0,710	17,358	0,072+j0,52	18,254
3	ТРДН-25000/110	115	6,3	120	27	0,7	1,270	27,772	0,054+j0,35	18,254
4	ТРДН-40000/110	115	10,5	172	36	0,65	0,710	17,358	0,072+j0,52	10,952
5	ТРДЦН-63000/110	115	6,3	260	59	0,6	0,433	11,021	0,118+j0,756	18,254

РАСЧЕТ ОСНОВНЫХ НОРМАЛЬНЫХ И УТЯЖЕЛЕННЫХ РЕЖИМОВ РАБОТЫ СЕТИ

Расчет основного режима работы электропередачи, максимальных и минимальных нагрузок, а также утяжеленных режимов работы, приводящих к передаче наибольших мощностей по электрической сети, выполняем на ЭВМ по программе REGIM. Основной режим максимальных нагрузок предлагается рассчитать для случая, когда на шинах ВН источника питания поддерживается напряжение, превышающее номинальное значение напряжения сети на 10 %, и известна максимальная нагрузка на шинах низшего напряжения трансформаторных подстанций (в конце сети). Нагрузка в конце сети относительно обмоток НН трансформаторов должна быть определена с учетом мощности компенсирующих устройств.

Методика расчета режима минимальных нагрузок аналогична рекомендуемой методике расчета режима максимальных нагрузок сети. При расчете минимального режима следует принять мощности нагрузок в соответствии с исходными данными к заданию, т. е. 60 %, а напряжения на шинах ВН источника питания - равными номинальному.

Утяжеленный режим работы (обрыв линии ЛЭП А-1) рассмотрим также для режима максимальных и минимальных нагрузок.

Расчет режимов работы системы выполним по стандартной программе REGIM. Исходные данные подготовим в соответствие со схемой замещения проектируемой электрической сети.

Узлы схемы замещения - это шины разных напряжений подстанций и точки отпаек ЛЭП. Все узлы расчетной схемы замещения нумеруются в возрастающем порядке. Последний номер присваивается балансирующему узлу. В качестве балансирующего узла рекомендуется выбирать шины ВН большего из источников питания.

В первой строке файла исходных данных даются сведения о числе ветвей и узлов без балансирующего, напряжение в балансирующем узле (кВ) и точность расчета.

Расчетная схема составляется из ветвей - линий и ветвей - трансформаторов. Ветви кодируются номерами узлов, между которыми они включены. К параметрам ветвей относятся активные и индуктивные сопротивления, коэффициент трансформации. Коэффициент трансформации для ветви - линии равен единице. При задании ветви - трансформатора узлом начала является узел, к которому подключен идеальный трансформатор.

К параметрам узлов относятся активные и реактивные мощности. Мощности нагрузок задаются со знаком минус, генерируемые мощности - со знаком плюс. Зарядные мощности ЛЭП и потери мощности в стали трансформатора должны быть учтены в мощностях узлов подключения проводимостей с соответствующими знаками.

Выбор компенсирующих устройств.

Для первой подстанции:

Подстанция 1:

Средняя реактивная мощность, требуемая на одну секцию сборных шин подстанции:

Мвар.

На одну секцию сборных шин будет приходиться реактивная мощность, равная:

Мвар;

КШБ укомплектованы конденсаторы типа КС2-1,05-125

на четыре секции:

Мвар.

Потери активной мощности в компенсирующем устройстве равны:

МВт.

Аналогично и на других подстанциях:

Подстанция 2:

Средняя реактивная мощность, требуемая на одну секцию сборных шин подстанции:

Мвар.

На одну секцию сборных шин будет приходиться реактивная мощность, равная:

Мвар

КШБ укомплектованы конденсаторы типа КС2-1,05-125

на четыре секции:

Мвар.

Потери активной мощности в компенсирующем устройстве равны:

МВт.

Подстанция 3:

Средняя реактивная мощность, требуемая на одну секцию сборных шин подстанции:

Мвар.

На одну секцию сборных шин будет приходиться реактивная мощность, равная:

Мвар

Устанавливаются два КШБ укомплектованые конденсаторы типа КС2-1,05-125

на четыре секции:

Мвар.

Потери активной мощности в компенсирующем устройстве равны:

МВт.

Подстанция 4:

Средняя реактивная мощность, требуемая на одну секцию сборных шин подстанции:

Мвар.

На одну секцию сборных шин будет приходиться реактивная мощность, равная:

Мвар

Устанавливаются два КШБ укомплектованые конденсаторы типа КС2-1,05-125

на четыре секции:

Мвар.

Потери активной мощности в компенсирующем устройстве равны:

МВт.

Для подстанции 5, установка КШБ не требуется

2.2 Исходные данные к расчету основных нормальных и утяжеленных режимов

Основной режим максимальных нагрузок

Основной режим минимальных нагрузок

Утяжеленный режим максимальных нагрузок (обрыв линии А-1)

Утяжеленный режим минимальных нагрузок (обрыв линии А-1)



Исходные данные к расчету максимальных нагрузок основного режима.



Исходные данные к расчету минимальных нагрузок основного режима.



Исходные данные к расчету максимальных нагрузок утяжеленного режима



Исходные данные к расчету минимальных нагрузок утяжеленного режима



2.3 Результаты расчета и анализ показателей режимов работы районной сети

1. Основной режим максимальных нагрузок

Суммарные потери активной мощности равны 8,325 МВт. Максимальные потери напряжения - в линии В-5 - равны 5,9 кВ (4,88 %).

2. Основной режим минимальных нагрузок

Суммарные потери активной мощности равны 3,418 МВт. Максимальные потери напряжения - в линии В-5 - равны 3,9 кВ (3,55 %).

3. Утяжеленный режим максимальных нагрузок

Суммарные потери активной мощности равны 13,45 МВт. Максимальные потери напряжения - в линии А-3 - равны 8,7 кВ (7,19%).

4. Утяжеленный режим минимальных нагрузок

Суммарные потери активной мощности равны 5,562 МВт. Максимальные потери напряжения - в линии А-3 - равны 5,9 кВ (5,36 %).

В утяжелённом режиме суммарные потери активной мощности и напряжения увеличиваются по сравнению с основным режимом.

2.4 Расчет основного режима максимальных нагрузок методом последовательных приближений в два этапа одного из элементов электрической сети

Расчет проведем для линии В-5 итерационным методом.

UВ RВ5 jXВ5 S``В5 U5

SВ S5

S'В5

SВ0 S50

Рисунок 2.1.Расчетная схема двухцепной линии В-5.

Дано:

кВ;

Ом;

МВар;

МВА.

Решение:

Этап 1: Расчет мощностей в ветвях при номинальном напряжении линии.

Расчет при

Нагрузочные потери мощности в проводах:

Мощность в начале линии:

МВА

Этап 2: Расчет напряжений в узле 5.

Падение напряжение в проводах ЛЭП:

Комплексное напряжение в узле 5:

Абсолютные потери напряжения:

кВ

Относительные потери напряжения:



Определим токи в ветвях:

Ток нагрузки, ориентированный относительно вектора напряжения в ЛЭП:

А;

Ток в поперечной ветви:

А

Ток в проводе ЛЭП:

Ток в поперечной ветви:

А

Ток в узле В:

Коэффициент полезного действия, режима работы линии:

Векторная диаграмма токов и напряжений линии В-5 приведена в графической части проекта.



3. РЕГУЛИРОВАНИЕ НАПРЯЖЕНИЯ В ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ

Для обеспечения допустимых отклонений напряжения на шинах вторичного напряжения подстанций проектируемой сети используется регулированием напряжения на понижающих подстанциях. В качестве основного средства регулирования напряжения принимаются трансформаторы с регулированием рабочих ответвлений под нагрузкой (РПН).

В основном режиме работы сети необходимо обеспечить поддержание напряжения на шинах НН трансформаторных подстанций в пределах 1.05·U_ном. Это достигается выбором ответвлений трансформаторов. Требуемое желаемое напряжение ответвления обмотки ВН трансформатора находится по формуле

,

где - напряжение на низшей стороне трансформатора, приведенное к высшей; U_ном,Н - номинальное напряжение обмотки НН трансформаторной подстанции, которое необходимо поддержать при данном режиме, кВ.

По желаемому напряжению ответвления U_о,ж выбирается ближайший номер стандартного ответвления трансформатора и рассчитывается действительное напряжение на шинах НН подстанции:

;

;

,

где U_о,с - стандартное напряжение регулировочного ответвления обмотки ВН трансформатора; U_ст. - относительное значение напряжения ступени регулирования.

В минимальном рабочем режиме работы сети требуется обеспечить номинальное напряжение на шинах НН трансформаторных подстанций.

В утяжеленном режиме работы максимальных и минимальных нагрузок достаточно произвести выбор рабочих ответвлений трансформаторов на одной из подстанций. В утяжеленном режиме максимальных нагрузок требуется обеспечить номинальное напряжение, а в минимальных - напряжение, равное 0.95·U_ном на шинах НН трансформаторных подстанций.

Нормальный режим максимальных нагрузок

Подстанция 1

U_6,ж=1,05·10=10,5 кВ;

U₆=10,06 кВ;

U₆^/=10,06·10,952=110,18 кВ

кВ;

; n = -2;

кВ;

кВ

Для остальных подстанций номер стандартного ответвления трансформатора рассчитываем аналогично. Занесем данные в таблицы 3.1.-3.4.

Таблица 3.1.Основной режим максимальных нагрузок.

ПС	Uж,кВ	U,кВ	U',кВ	Uо.ж. ,кВ	n'	n	Uос,кВ	U,кВ
1	10,5	10,06	110,18	110,18	-2,35	-2	110,906	10,43
2	6,3	6,085	111,08	111,08	-1,92	-2	110,906	6,31
3	6,3	6,078	110,95	110,95	-1,98	-2	110,906	6,30
4	10,5	10,17	111,38	111,38	-1,77	-2	110,906	10,54
5	6,3	6,101	111,37	111,37	-1,78	-2	110,906	6,32

Таблица 3.2.Основной режим минимальных нагрузок.

ПС	Uж,кВ	U,кВ	U',кВ	Uо.ж. ,кВ	n'	n	Uос,кВ	U,кВ
1	10	9,492	103,96	109,15	-2,86	-3	108,859	10,03
2	6	5,699	104,03	109,23	-2,82	-3	108,859	6,02
3	6	5,715	104,32	109,54	-2,67	-3	108,859	6,04
4	10	9,491	103,95	109,14	-2,87	-3	108,859	10,02
5	6	5,694	103,94	109,13	-2,88	-3	108,859	6,01

Таблица 3.3.Утяжеленный режим максимальных нагрузок.

ПС	Uж,кВ	U,кВ	U',кВ	Uо.ж. ,кВ	n'	n	Uос,кВ	U,кВ
1	10	9,228	101,06	106,12	-4,34	-4	106,812	5,96
2	6	6,036						6,04
3	6	6,423	117,24	123,11	3,96	4	123,188	5,99
4	10	10,17	111,38	116,95	0,95	1	117,047	9,99
5	6	6,101	111,37	116,94	0,95	1	117,047	5,99

Таблица 3.4.Утяжеленный режим минимальных нагрузок

ПС	Uж,кВ	U,кВ	U',кВ	Uо.ж. ,кВ	n'	n	Uос,кВ	U,кВ
1	9,5	8,974	98,28	108,63	-3,11	-3	108,859	9,48
2	5,7	5,675						5,67
3	5,7	5,955	108,70	120,14	2,51	3	121,14	5,65
4	9,5	9,491						9,49
5	5,7	5,694						5,69



4. ОСНОВНЫЕ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ СПРОЕКТИРОВАННОЙ СЕТИ

4.1 Технико-экономические показатели спроектированной сети

Капиталовложения на сооружение ЗРУ 6-10 кВ рассчитываются приближенно, с учетом стоимости основных ячеек. В числе последних следует учесть ячейки выключателей понижающих трансформаторов, секционных выключателей и выключателей линий 6-10 кВ, отходящих от шин понизительных подстанций. Количество таких линий определяется условно, исходя из суммарной нагрузки подстанций. По одной линии в нормальных режимах сети при напряжении 6 кВ передается (2-3) MB-А, а при 10 кВ - (3...4) МВА.

Следовательно, капитальные вложения на сооружение подсчитываются по формуле

где - стоимость трансформаторов, ячеек ОРУ с выключателями разных напряжений, компенсирующих устройств соответственно; T, l, f - число трансформаторов, ячеек ОРУ с выключателями разных напряжений, компенсирующих устройств подстанций, число ПС соответственно;

Кп -постоянные затраты подстанции.

Стоимость РПБ включает в себя стоимость ремонтно-эксплуатационного обслуживания ЛЭП (К_Б.Л), трансформаторов (К_Б.Т.), присоединений напряжением до 20 кВ (К_{Б 20)} и выше 35 кВ (К_Б.35), которые оцениваются по количеству отходящих от шин цепей (разд. 1):

Таким образом, уточненные капитальные вложения на сооружение ЛЭП, трансформаторных подстанций и РПБ определяют стоимость спроектированной сети:

Амортизационные отчисления определяются по формуле:

где n, m, f число ЛЭП, трансформаторных подстанций, компенсирующих, устройств соответственно.

Уточняются также отчисления на обслуживание районной сети:

Нагрузка	Uном	Вводы	КУ	Секцион. ячейки	Отход. линии (приближенно)	Всего	Расчетная стоимость
50	10	4	4	2	16	26	8525
71	6	4	4	2	32	42	8525
49	6	4	4	2	24	34	8525
63	10	4	4	2	21	31	8525
78	6	4	0	2	36	42	8525

тыс.руб

= 54934 тыс.руб.

=81312+1,1*(5*8525)=132462 тыс.руб.

=1,1*50*(250+320+320+250+320)=87600 тыс.руб.

= 2*2200+3*1320=8360 тыс.руб.

Капитальные вложения на сооружение подстанций:

=54934+132462+87600+8360= 283356 тыс.руб.

=10*(2*(33,8+41+46,8)+42,2+42,2+35,3+49,6)=4125 тыс.руб.

=10*35*(2*1*1,4+2*4*1) = 3780 тыс.руб.

=10*4,8(26+42+34+31+42)=8400 тыс.руб.

=10*9,6*32=3072 тыс.руб.

Стоимость ремонтно-производственных баз:

= 4125+3780+8400+3072=19377 тыс.руб.

Таким образом капитальные вложения:

=282228+283356+19377 = 584961 тыс.руб.

Ежегодные эксплуатационные расходды:



С=С_а+С_о+С_п =24373+9379+47638= 81390 тыс.руб.

Себестоимость передачи электроэнергии является одним из основных технико-экономических показателей электрических систем. Она может быть определена по формуле

Где W- количество передаваемой электроэнергии через элемент системы, С - эксплутационные расходы на элемент системы.

Количество электроэнергии, передаваемой через элемент сети, например ЛЭП, определяется в курсовом проекте по рассчитанной в разделе максимальной активной мощности (с учетом потерь электроэнергии в трансформаторах, компенсирующих устройствах и ЛЭП) и времени использования максимальной активной нагрузки Т_маЛ :

W_Л =P_М.Л Т_МА

При определении себестоимости передачи электроэнергии передачи электроэнергии по сети находятся ежегодные эксплутационные расходы по сети и количество электроэнергии полученной потребителем за год. Последняя определяется по заданным P_max и T_max.

Следует также определить удельные капитальные вложения, отнесенные к 1кВт мощности нагрузки линии:

и 1 кВт мощности нагрузки и 1 км длины линии:

Для линии:

тыс.руб./МВт.ч = 0,0326 руб/кВт.ч

К_ул=руб./кВт ч.

К'_ул= руб/кВт ч.км

4.2 Коэффициенты полезного действия электропередачи в основном режиме максимальных нагрузок и среднегодовой КПД

Коэффициент полезного действия электрической сети рекомендуется рассчитать при основном режиме максимальных нагрузок, по формуле:

,

где ДР_У - суммарные потери мощности в элементах сети:

=8,325+2*(2*0,027+2*0,036+0,059)+0,116=8,811 МВт

- нагрузочные потери в линиях и трансформаторах

- условно - постоянные потери мощности

- потери мощности зависящие от погодных условий;

МВт

=265,61 МВт

Среднегодовой КПД определяется по отношению переданной энергии потребителям к электроэнергии, отпущенной с РУ ВН источника:

,

Полезно отпущенная потребителям электроэнергия рассчитывается по формуле:

МВт*ч/год

- суммарные годовые потери электроэнергии в элементах спроектированной сети.

- удельные годовые потери электроэнергии, зависящие от погодных условий;

Среднегодовой КПД:



ВЫВОДЫ

Спроектированная сеть располагается на территории Пермского края, которая относится ко III группе районов по гололеду, где нормативная толщина стенки гололеда составляет 15 мм.

Данная сеть спроектирована на номинальное напряжение 110 кВ.

Воздушные ЛЭП выполнены сталеалюминевыми проводами марки типа АС 120/19, АС 150/24 и АС 185/29, а также железобетонными промежуточными опорами типа ПБ 110-1 и ПБ 110-2.

Районная электрическая сеть обеспечивает электрической энергией 5 понизительных подстанций, на которых установлены трехфазные двухобмоточные трансформаторы типа ТРДЦН-63000/110,

ТРДН-40000/110 и ТРДН-25000/110 с переключением регулировочных ответвлений под нагрузкой.

Годовые потери электроэнергии в элементах сети составляют 39376 МВт·ч, что соответствует среднегодовому коэффициенту полезного действия 97,48 %.

Потери активной мощности в основном в режиме максимальных нагрузок составляют 8,811 МВт, что соответствует коэффициенту полезного действия электропередачи основного режима максимальных нагрузок 96,79%.