Эскизный проект районной электрической сети напряжением от 35 до 220 кВ

 

МОСКОВСКИЙ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ ИНСТИТУТ

КУРСОВОЙ ПРОЕКТ

Эскизный проект районной электрической сети напряжением от 35 до 220кВ.

(Пояснительная записка)

Выполнил: Петухов Константин Геннадьевич

Москва - 2012

Содержание

Введение

.Составление баланса активной и реактивной мощностей

.Разработка вариантов схем соединений сети

.Выбор трансформаторов на подстанциях

.Расчёт потерь электроэнергии в элементах сети

.Определение ущерба от перерыва в электроснабжении

.Сравнение вариантов по расчётным затратам

.Расчет основных режимов электрической сети

.Расчет основных режимов электрической сети

.Выбор средств регулирования напряжения

.Определение технико-экономических показателей сети

Заключение

Список использованной литературы

Исходные данные для курсового проекта

по дисциплине «Электроэнергетические системы и сети»

Номер вариантаВремя использования масксимума Тмакс, чМасштаб 1 см - 1 кмМощности подстанций (станций) и координаты их относительного расположения на ситуационном планеСтанция 1 (под -станция 1)Подстанции234567Рмакс, cos? МВтX , Y ммРмакс, cos? МВтX , Y ммРмакс, cos? МВтX , Y ммРмакс, cos? МВтX , Y ммРмакс, cos? МВтX , Y ммРмакс, cos? МВтX , Y ммX , Y мм123456789101112131415161550020-75 0,8545 20013 0,7550 15022 0,8070 13040 0,9080 17030 0,85135 17025 0,8580 200135 1752450030-200 0,9035 150120 0,9030 100100 0,8435 7080 0,88100 15090 0,9270 1200,40 0,80100 70150 115335002060 0,8550 20020 0,8335 24012 0,8690 22010 0,88145 20018 0,9233 17522 0,9090 150140 1224300010-33 0,8555 1205 0,8590 1858 0,86130 1607 0,82170 1708 0,80155 1209 0,9240 85125 8054000550 0,8565 5535 0,8840 7041 0,9053 8230 0,9442 9722 0,8190 7024 0,8694 6280 105644005- 50 0,8770 6030 0,8645 7040 0,9250 8234 0,8840 9520 0,8360 10532 0,8480 8080 100735005-100 0,8850 9522 0,8265 9516 0,8670 11520 0,9350 12033 0,9060 13524 0,8585 10590 135860002050 0,90110 16028 0,95170 12540 0,8560 6524 0,84140 12517 0,8675 12536 0,88140 175100 809700030-500 0,9040 90100 0,9440 12050 0,8870 13035 0,8690 13066 0,9480 11542 0,9080 15030 16010650040-100 0,9040 170150 0,8870 150120 0,8470 130200 0,9045 130100 0,8060 10080 0,86110 160110 11011530040-800 0,9260 80350 0,8540 80200 0,80120 84105 0,9040 110240 0,9485 105125 0,9055 13080 1301225004025 0,8055 14010 0,8835 12013 0,8077 1256 0,90115 1258 0,8590 709 0,7560 90105 90133200540 0,8560 10013 0,8040 8517 0,9085 0,759 0,7560 8015 0,8055 5520 0,9085 7095 501448005-120 0,8850 8055 0,8530 9096 0,9250 11066 0,9275 85107 0,85100 8583 0,9085 110110 140152500105 0,85105 907 0,78130 1204 0,7670 1105 0,8035 753 0,8175 606 0,77100 3535 4516430040-500 0,8245 90160 0,8080 80150 0,85100 8027 0,8575 7018 0,8095 7014 0,75110 70125 10017550040-800 0,8545 80240 0,9085 8033 0,8580 7041 0,8880 6037 0,9090 7024 0,85100 70133 901842004075 0,8880 6555 0,9260 8588 0,9492 9590 0,92100 7580 0,8570 35113 0,85105 30140 80

Введение

Электрическая сеть является сложным и дорогим устройством, существенно влияющим на технико-экономические показатели систем электроснабжения потребителей и энергосистем в целом. Поэтому каждому инженеру независимо от конкретной области его деятельности приходится учитывать характеристики электрических цепей при решении различных вопросов.

Курсовой проект является основой для приобретения навыков по расчету и проектированию электрических сетей.

Главная задача курсового проекта состоит в разработке технически и экономически целесообразного варианта электрической сети 35-220 (кВ) для электроснабжения района от подстанции энергосистемы, выбор конструктивного исполнения ВЛ, определение поправочных коэффициентов к стоимости элементов сети и расчет величин, общих для проекта в целом.

Область, включающая электрифицируемый район - Приморский край.

Край относится к ОЭС Востока. Район по гололеду - 4 , по ветру - 2.

Необходимо определить капиталовложения на сооружение линий, подстанций. Расчет выполняется на основе укрупнённых показателей стоимости (УПС).

. Составление баланса активной и реактивной мощностей

Балансовые расчёты, то есть выявление дефицита ( избытка) мощности, позволяют установить возможные направления передачи электроэнергии, оказывающие влияние на формирование схемы проектируемой ЭС и выбор параметров её элементов.

На начальной стадии проектирования необходимо проверить возможность работы ЭС с допустимыми (нормированными) показателями качества электроэнергии при всех нормальных эксплуатационных режимах.

Для этого составлен баланс активной и реактивной мощностей. В рассматриваемом проекте баланс мощностей составлен только для режима наибольших активных и реактивных нагрузок, принимая допущения, что потребление наибольших нагрузок у всех потребителей ЭС происходит одновременно.

Электростанции (источники) должны покрывать суммарную нагрузку энергосистемы - Рн?,

Определим суммарную нагрузку по формуле ([1] 1.1):

Рн? = Рп? +?Рт?+?Рл?+Ррез?;

Рн? = 37+2,96+4,0 =44МВт,

где Рп? - сумма активных нагрузок всех потребителей,

?Рт?+?Рл? - потери активной мощности в сети (ориентировочно 6-8% от Рп?),

Ррез? - необходимый резерв мощностей (приближенно 10% от суммарной мощности соответствующей нагрузки),

Небаланс по активной мощности в ЭС:

Рнб = Рг - Рн?;

Рнб = 33-44 = -11 МВт.

ЭС является дефицитной, недостающие 11 МВт должна генерировать балансирующая электростанция.

Составление баланса реактивной мощности:

Также следует предварительно оценить возможность электростанцииобеспечить потребность электрической сети в реактивной мощности. Для этого возможна установка на подстанциях дополнительных компенсирующих устройств - батарей статических конденсаторов, синхронных компенсаторов и т.п., мощность которых определяется из баланса реактивной мощности для режима максимальных нагрузок.

Баланс реактивной мощности и выбор компенсирующих устройств.Уравнение баланса реактивной мощности имеет вид:

Qист+Qку ? Qп?+ ?Qт?+Qрез([4], 3,1) , где

Qист - реактивная мощность ИП;

Qку - суммарная мощность дополнительно устанавливаемых КУ (которую находят из условий баланса);

Qc - зарядная мощность всех линий проектируемой сети,

?Qл ? - потери реактивной мощности в линии.

Предположительно, все линии работают в режиме натуральной мощности, с этим условием принимается: Qc = ?Qл ?

?Qт? - потери реактивной мощности в трансформаторах, подстанции (принимается 10% от полной мощности нагрузок).

Определим суммарное потребление активной и реактивной мощности.

Для определения реактивной составляющей полной мощности воспользуемся формулой:

Данные о станции и подстанциях сведем в таблицу 1.1:

№ПСPmax, МВтcos фtgфQmax, Мвар1-330,850,619-19,5250,850,6193,1380,860,5934,74470,820,6984,89580,800,756,0690,850,6195,57

Суммарное потребление реактивной мощности определим по формуле:

н?=Qп?+ ?Qт ?+?Qл ? +Qрез- Qс;

н? = 24,3 + 2,43 + 2,67 = 29,4 Мвар

Активной Рн?=44 МВт; Реактивной Qн?=29,4Мвар;

Величина располагаемой реактивной мощности ИП определяется по формуле:

ист= Ристtgфист = (Рн? + ? Рн?) tgфист ([], 3,2) , где

Рист - активная мощность ИП,

? Рн? - суммарные потери активной мощности,

где принято, что равно ? Рн? 4% от Рн?

ист = 1,04Р? tgфист

фист = 0,426 (сosфист = 0,92)ист = 1,04*44*0,426 = 19,5Мвар

Определение мощностей компенсирующих устройств:

ку ? Qн? - Qист;

ку ? 29,4 - 19,5? 9,9 Мвар, система является дефицитной по реактивной мощности, необходимо размещение компенсирующих устройств.

Оцененная суммарная мощность КУ распределяет по потребительским подстанциям проектируемого района в соответствии со средним по условию баланса коэффициентом мощности подстанций -tgф?

ф?=(Qп? - Qку) / Рп?

ф? = ( 24,3 - 9,9)/ 37 = 0,389.

Мощность компенсирующих устройств каждой подстанции, отвечающая балансу реактивной мощности ЭС будет рассчитана по формуле:

куi=Рпi(tgфi- tgф?);

ку2 = 5*(0,619-0,389)=1,15ку3 = 8*(0,593-0,389)=1,63ку4 = 7*(0,698-0,389)=2,16ку5 = 8*(0,75-0,389)=2,89ку6 = 9*(0,619-0,389)=2,07

На основании потребной мощности компенсирующих устройств для каждой из подстанций производится выбор числа и мощности серийно выпускаемых промышленностью комплектных конденсаторных установок Qку (ККУ) или синхронных компенсаторов (СК), возьмем единичные номинальные мощности ККУ 400 кВар.ку2 =0,4 * 3 = 1,2ку3=0,4 * 4 = 1,6ку4=0,4*6 = 2,4ку5=0,4 *8 = 3,2ку6=0,4 *6 = 2,4

После выбора для каждого пункта потребления номинальных мощностей КУ (Qку) определяем максимальные реактивные (Qmax) и полные (Smax) мощности нагрузок подстанций

После выбора для каждого пункта потребления номинальных мощностей КУ (Qку*) определяем максимальные реактивные (Qmax) и полные (Smax) мощности нагрузок подстанций

j = Qmax j - Qкуj

= 3,1-1,2 = 1,9= 4,74-1,6 = 3,14= 4,89-2,4 = 2,73= 6-2,89 = 3,11= 5,57-2,07 = 3,5

Полная мощность рассчитывается по формуле:

Smax =

2 = = 5,35ВА

Smax3 = = 8,16ВА

Smax4 = = 7,4ВА

Smax5 = = 8,62ВА

Smax6 = = 9,31 ВА.

Полученные данные сведём в таблицу:

Таблица 1.2

номер п/стPmaxQmaxQкуQmaxSmaxМВтМварМварМварМВ А13319,5181,533,88253,11,21,95,35384,741,63,148,16474,892,42,737,45863,23,118,62695,572,43,59,31

. Разработка вариантов схем соединений сети

Исходными данными этой задачи являются величины максимальных (расчетных) нагрузок потребителей по категориям надежности электроснабжения, а также взаимное расположение понижающих п/ст и источника питания.

Разработку отдельного варианта схемы сети выполняем по следующему плану:

.Намечаем конфигурацию сети;

.Определяем приближенное потокораспределение в сети для максимального режима;

.Для каждой ветви схемы намечаем одно-два номинальных напряжения;

.Для всех участков сети выбираем сечение проводов;

.Производим выбор трансформаторов и схем соединения п/станций;

.Используя УПС определяем сумму расчетных стоимостей ЛЭП, трансформаторов РУ 35-220 кВ.

Выбор конфигурации сети.

Конфигурация схемы сети является не только условием надежности электроснабжения, но и взаимным расположением понижающих п/ст. между собой и источником питания, а также соотношением нагрузок узлов потребления.

С учетом всех факторов для дальнейшего сравнения выбираем два варианта схемы: 1, 2 .

Схема 1:

= L12+ L23+ L34+ L45+ L57+ L76+ L16

=74+46+41+53+50+86=39=389 км

Схема 2:

= L12+ L24+ L43+ L45+ L57+ L76+ L16

=74+82+41+53+50+86+39 =425 км

Схема 3:

= L12+ L23+ L34+ L45+ L57+ 2*L16+ L15

=74+46+41+53+50+78+100 =478 км

Схема 4:

= L13+ L32+ L34+ L17+ L75+ L76

=85+46+41+53+81+50+86+39=442 км

Схема 5:

= L15+ L54+ L42+ L43+L16+ L57+ L76

=100+53+82+41+39+50+86=451 км

Определим потокораспределение для этих вариантов схемы из условия постоянства напряжений во всех узлах сети, т.е. без учёта потерь мощности, по первому закону Кирхгофа для мощностей:

?Skj* Lkj/nkj=0

Схема:1

16 = 9,31+ j 3,41 (МВА);= 29,02+ j 8,52 (МВ А);= 15,05+ j 4,75 (МВ А),= 5,35+ j 2,26 (МВ А),= 7,65+ j 2,91(МВ А).

От балансирующей станции примем:= S67= 5 МВ А,

Схема:2

= 9,31+ j 3,41 (МВ А);= 29,02+ j 8,52 (МВ А);= 23,67+ j 8,72 (МВ А);= 8,62+ j 3,11 (МВ А);= 6,43 + j 2,42 (МВ А).

От балансирующей станции примем:= S67= 5 МВ А,

Схема:3

= 9,31+ j 3,41 (МВ А);= 29,02+ j 8,52 (МВ А);= 23,67+ j 8,72 (МВ А);= 8,62+ j 3,11 (МВ А);= 6,43 + j 2,42 (МВ А);= 8,89+ j 3,67 (МВ А).

От балансирующей станции примем:= 5 МВ А,

Схема:4

= 14,87+ j 5,21 (МВ А);= 5,31+ j 2,12 (МВ А);= 9,56 + j 3,09 (МВ А);= 17,96+ j 6,92 (МВ А);= 8,62+ j 3,05 (МВ А);= 9,34+ j 3,87 (МВ А);

Схема:5

= 9,31+ j 3,41 (МВ А);= 29,42+ j 8,52 (МВ А)= 5,41+ j 2,33 (МВ А);= 8,42+ j 2,67 (МВ А);= 15,59+ j 3,52 (МВ А);

От балансирующей станции примем:= S67= 5 МВ А,

Выбор номинального напряжения и сечений проводов

Для ориентировочной оценки Uном отдельного участка используем методику, разработанную институтом «Энергосетьпроект», которая заключается в определении напряжения по графикам зависимости активной мощности, передаваемой по линии, от длины этой линии.

Наивыгоднейшее напряжение может быть предварительно определено по формуле С. Н. Никогросова:

= 16

где l - длина линии, км Р - передаваемая мощность, МВт

Участок 1-6: U = 69,25 кВ,

Участок 1-2: U = 103,87 кВ,

Участок 2-3: U = 77,8 кВ,

Участок 3-4: U = 84,56 кВ,

Участок 4-5: U = 65,86 кВ,

Участок 5-7: U = 44,7 кВ

Участок 7-6: U = 72,86 кВ

Для схемы 2:

Участок 1-6: U = 69,25 кВ,

Участок 1-2: U = 103,87 кВ,

Участок 2-4: U = 92,85 кВ,

Участок 4-5: U = 84,56 кВ,

Участок 4-3: U = 65,86 кВ,

Участок 7-5: U = 44,7 кВ

Участок 6-7: U = 72,86 кВ

Для схемы 3:

Участок 1-6: U = 69,25 кВ,

Участок 1-2: U = 101,56 кВ,

Участок 2-3: U = 89,56 кВ,

Участок 4-3: U = 81,22 кВ,

Участок 4-5: U = 76,23 кВ,

Участок 7-5: U = 62,32 кВ,

Участок 1-5: U = 108,96 кВ

Для схемы 4:

Участок 1-3: U = 98,45 кВ,

Участок 3-2: U = 68,59 кВ,

Участок 3-4: U = 78,46 кВ,

Участок 7-6: U = 69,96 кВ,

Участок 5-7: U = 54,78 кВ,

Участок 1-7: U = 108,96 кВ.

Для схемы 5:

Участок 1-5: U = 108,96 кВ,

Участок 5-4: U = 84,56 кВ,

Участок 4-2: U = 92,85 кВ,

Участок 2-4: U = 92,85 кВ,

Участок 1-6: U = 69,25 кВ,

Участок 5-7: U = 44,7 кВ.

Участок 6-7: U = 72,86 кВ

По рис ([1] 4.4) значения напряжений лежат между 35-110 кВ, т.к. на кольцевой схеме на всех участках должно быть одинаковое напряжение, поэтому на всех остальных участках принимаем также напряжение 110 кВ.

Выбор сечений проводов по условиям экономичности.

При проектировании ВЛ 35-220 кВ выбор сечений проводов производится по нормируемым показателям, в качестве которых используется нормированное значение экономической плотности тока Jэк или токовых интервалов.

Кроме того, сечения выбранные из экономических соображений и округленные до стандартного значения, должны быть проверены по длительно допустимому току нагрева, условием коронирования и механической прочности проводов.

Проверка по допустимому нагреву:

ав ? Iдоп, ([1], 3.8), где

доп - величина длительно допустимого тока,ав - наибольший ток линии для послеаварийного состояния.

Длительно допустимые токи проводов АС определяются по справочным данным в зависимости от сечения (при t = 20 0С).

Аварийный ток определяется по формуле:

Экономическая плотность тока для всех участков данной сети равна:эк=1,1 А/мм2.

Для участка 1-6:

Imax = 12,72/ = 66,76

Fэк = Imax/J = 48,86/1,1 = 60,69мм 2.

Iав = 12,72/(?3*110) = 66,76 А.

Условие Iав ? Iдоп соблюдается, поэтому окончательно принимаем провод АС-120/19

Все дальнейшие расчеты для всех схем и участков сети одинаковы и сведены в таблицы.

Табл. 2.1.

Участок1-61-22-33-44-57-56-7Smax МВ А9,31+ j 3,4129,02+ j 8,525,35+ j 2,2615,05+ j 4,757,65 + j 2,915+j 1,225+ j 3,23S, МВ А9,3129,025,3515,057,650,510Uэк, кВ69,25103,8792,8584,5665,8644,772,86Unom110110110110110110110Imax, A66,76197,0339,94103,9255,4282,4826,24Fэкон, мм244,49179,1236,3194,4750,3974,9823,85F, мм2120/19185/29120/19120/19120/19120,19120/19Iдоп, А380510380380380380380I ав, А66,76197,0339,94103,9255,4282,4826,24K0 тыс. руб/км11,412,911,411,411,411,411,4Kj ,тыс. руб467,4954,6843,6490,2592,8695,4980,4r0,Ом0,2490,1620,2490,2490,2490,2940,249? Рmax83,377,05102,1616728,6735,769,73

для схемы 2

табл. 2.2.

1-61-22-34-54-37-56-7Smax МВ А9,31+ j 3,4129,02+ j 8,5223,67+j 8,7215,05+ j 4,757,65 + j 2,915+j 1,225+ j 3,23S, МВ А9,3129,0223,715,057,650,510Uэк, кВ69,25103,8792,8584,5665,8644,772,86Unom110110110110110110 (35)110Imax, A66,76197,03124,38103,9255,4282,4826,24Fэкон, мм244,49179,12113,0894,4750,3974,9823,85F, мм2120/19185/29120/19120/19120/19120/19 (95/16)120/19Iдоп, А380510380380380330380I ав, А66,76197,03124,38103,9255,4282,4826,24K0 тыс. руб/км11,412,911,411,411,411,4 (10,6)11,4Kj ,тыс. руб467,4954,6923,4490,2592,8646,6980,4r0,Ом0,2490,1620,2490,2490,2490,249 (0,306)0,249? Рmax83,377,0543,4516728,6726,679,73

Табл. 2.3.

Участок1-61-22-33-44-55-71-5Smax МВ А9,31+ j 3,4129,02+ j 8,5223,67+ j 8,726,43 + j 2,428,62+ j 3,115+j 1,228,89+ j 3,67S, МВ А9,3129,0223,676,438,6258,89Uэк, кВ69,25101,5689,5681,2276,2362,32108,96Unom110110110110110110110Imax, A66,76197,0339,94158,5889,4682,48156,26Fэкон, мм244,49179,1236,31146,4758,2578,92139,85F, мм2120/19185/29120/19150/24120/19120/19150/24Iдоп, А380510380380380380380I ав, А66,76197,0339,94158,5889,4682,48156,26K0 тыс. руб/км11,412,911,412,211,411,412,2Kj ,тыс. руб934,8954,6843,6500,2592,8695,41220r0,Ом0,2490,1620,2490,1980,2490,2940,198? Рmax83,377,05102,1616724,6835,76123,25

Табл. 2.4.

Участок1-33-23-41-77-56-7Smax МВ А14,87+ j 5,215,31+ j 2,129,56 + j 3,0917,96+ j 6,928,62+ j 3,059,34+ j 3,87S, МВ А14,875,319,5617,968,629,34Uэк, кВ98,4568,5978,46108,9654,7869,96Unom110110110110110110Imax, A123,5441,5688,65152,4282,6976,42Fэкон, мм2141,1242,1290,11142,5476,4669,56F, мм2150/24120/19120/19150/24120/19120/19Iдоп, А510380380380380380I ав, А123,5441,5688,65152,4282,6976,42K0 тыс. руб/км12,211,411,412,211,411,4Kj ,тыс. руб1037843,6490,2988,2695,4980,4r0,Ом0,1980,2490,2490,1980,2940,249? Рmax77,05104,0246,6586,4238,7847,55

Табл. 2.5.

Участок1-61-55-44-24-37-56-7Smax МВ А9,31+ j 3,4129,42+ j 8,5215,59+ j 3,525,41+ j 2,337,65 + j 2,915+j 1,225+ j 3,23S, МВ А9,3129,4215,595,417,650,510Uэк, кВ69,25108,9684,5692,8565,8644,772,86Unom110110110110110110110Imax, A66,76197,79103,9244,2255,4282,4826,24Fэкон, мм244,49179,4394,4742,8250,3974,9823,85F, мм2120/19185/29120/19120/19120/19120,19120/19Iдоп, А380510380380380380380I ав, А66,76197,79103,9244,2255,4282,4826,24K0 тыс. руб/км11,412,911,411,411,411,411,4Kj ,тыс. руб467,4954,6490,2843,6592,8695,4980,4r0,Ом0,2490,1620,2490,2490,2490,2940,249? Рmax83,377,05154,12104,0228,6735,769,73

K0 - стоимость воздушных линий 110 кВ ([8], П.24 )

Kj= K0ln

? Рmax

. Выбор трансформаторов на подстанциях

С цель обеспечения встречного регулирования напряжения на всех подстанциях устанавливаются трансформаторы с РПН. Учитывая категорийность потребителей целесообразно устанавливать по 2 трансформатора на каждой подстанции. В этом случае их мощность должна быть :

ном ? (0.65 - 0.7) Sном, ([1], 3.10)

При этом необходимо чтобы:

ном?Smax K12/Kав ([1], 3.11), где

К12 - удельный вес потребителей 1 и 2 категории, %

Кав - коэффициент допустимой перегрузки трансформаторов. Кав = 1,4.

Схема 1

Для примера рассчитаем трансформаторы на ПС 1.:

Smax = 9,31 МВ А, K12 = 40%/100% = 0.4, Uном - 110/10 кВ,

Sном? (9,31*0,4) / 1,4 = 2,66 (МВ А)

Sном = 0,7Smax = 6,52 (МВ А)(каждого трансформатора).

Принимаем два трансформатора ТДН 10000/110.

Дальнейшие расчеты аналогичны для всех вариантов и результаты приведены в таблицах:

Таблица 3.1

№ ПС123456Smax,МВ А-38,335,358,167,48,629,31К120,40,50,60,40,350,4Sном=0,7Smax26,833,755,75,26,037,364Sтр,МВА10,9546,36,36,310Uном110/10110/10110/10110/10110/10110/10Трансфор матор2xТДН 31500/1102х ТМ-4000/1102х ТМТН 6300/1102х ТМТН 6300/1102х ТМТН 6300/1102xТДН 10000/110

На основании полученных результатов, применяем схемы ПС для ЭС №1:

ОРУ 110 кВ 1 (электростанции) - мостик с выключателями в цепях трансформаторов и линий;

ПС 110 кВ 2 - два блока выключатель - трансформатор с ремонтной перемычкой;

ПС 110 кВ 3- мостик с выключателями в цепях трансформаторов и линий;

ПС 110 кВ 4 - два блока выключатель - трансформатор с ремонтной перемычкой;

ПС 110 кВ 5 - мостик с выключателями в цепях трансформаторов и линий;

ПС 110 кВ 6 - две несекционированные системы шин с шиносоединительным выключателем;

ОРУ 110 кВ 7 (балансирующей электростанции) - две несекционированные системы шин с шиносоединительным выключателем;

Таблица 3.2.

№ ПС123456Smax,МВ А-38,335,358,167,48,629,31К120,40,50,60,40,350,4Sном=0,7Smax26,833,755,75,26,037,364Sтр,МВА10,9546,36,36,310Uном110/10110/10110/10110/10110/35/10110/10Трансфор матор2xТДН 31500/1102х ТМ-4000/1101х ТМТН- 6300/1102х ТМТН- 6300/1102х ТДТН- 6300/110/352xТДН 10000/110

На основании полученных результатов, применяем схемы ПС для ЭС №2:

ОРУ 110 кВ 1 (электростанции) - мостик с выключателями в цепях трансформаторов и линий;

ПС 110 кВ 2 - два блока выключатель - трансформатор с ремонтной перемычкой;

ПС 110 кВ 3- блок трансформатор - выключатель;

ПС 110 кВ 4 - две несекционированные системы шин с шиносоединительным выключателем;

ПС 110 кВ 5 - мостик с выключателями в цепях трансформаторов и линий;

ПС 110 кВ 6- две несекционированные системы шин с шиносоединительным выключателем;

ОРУ 110 кВ ПС 7 (балансирующей электростанции) - мостик с выключателями в цепях трансформаторов и линий;

Таблица 3.3.

№ ПС123456Smax,МВ А-38,335,358,167,48,629,31К120,40,50,60,40,350,4Sном=0,7Smax26,833,755,75,26,037,364Sтр,МВА10,9546,36,36,310Uном110/10110/10110/10110/10110/10110/10Трансфор матор2xТДН 31500/1102х ТМ-4000/1102х ТМТН 6300/1102х ТМТН 6300/1102х ТМТН 6300/1102xТДН 10000/110

На основании полученных результатов, применяем схемы ПС для ЭС №3:

ОРУ 110 кВ 1 (электростанции) - две несекционированные системы шин с шиносоединительным выключателем;

ПС 110 кВ 2 - два блока выключатель - трансформатор с ремонтной перемычкой;

ПС 110 кВ 3- мостик с выключателями в цепях трансформаторов и линий;

ПС 110 кВ 4 - два блока выключатель - трансформатор с ремонтной перемычкой;

ПС 110 кВ 5 - две несекционированные системы шин с шиносоединительным выключателем;

ПС 110 кВ 6 - два блока выключатель - трансформатор с ремонтной перемычкой;

ОРУ 110 кВ ПС7 (балансирующей электростанции) - мостик с выключателями в цепях трансформаторов и линий;

Таблица 3.4.

№ ПС123456Smax,МВ А-38,335,358,167,48,629,31К120,40,50,60,40,350,4Sном=0,7Smax26,833,755,75,26,037,364Sтр,МВА10,9546,36,36,310Uном110/10110/10110/10110/10110/10110/10Трансфор матор2xТДН 31500/1102х ТМ-4000/1102х ТМТН 6300/1102х ТМТН 6300/1101х ТМТН 6300/1101xТДН 10000/110

На основании полученных результатов, применяем схемы ПС для ЭС №4:

ОРУ 110 кВ 1 (электростанции) - мостик с выключателями в цепях трансформаторов и линий;

ПС 110 кВ 2 - два блока выключатель - трансформатор с ремонтной перемычкой;

ПС 110 кВ 3 - две несекционированные системы шин с шиносоединительным выключателем;

ПС 110 кВ 4 - два блока выключатель - трансформатор с ремонтной перемычкой;

ПС 110 кВ 5 - два блока выключатель - трансформатор с ремонтной перемычкой;

ПС 110 кВ 6 - блок выключатель - трансформатор;

ОРУ 110 кВ ПС 7 (балансирующей электростанции) - две несекционированные системы шин с шиносоединительным выключателем;

Таблица 3.5.

№ ПС123456Smax,МВ А-38,335,358,167,48,629,31К120,40,50,60,40,350,4Sном=0,7Smax26,833,755,75,26,037,364Sтр,МВА10,9546,36,36,310Uном110/10110/10110/10110/10110/10110/10Трансфор матор2xТДН 31500/1102 х ТМ-4000/1102х ТМТН 6300/1102х ТМТН 6300/1101х ТМТН 6300/1101xТДН 10000/110

На основании полученных результатов, применяем схемы ПС для ЭС №5:

ОРУ 110 кВ 1 (электростанции) - две несекционированные системы шин с шиносоединительным выключателем;

ПС 110 кВ 2 - блок выключатель - трансформатор с ремонтной перемычкой;

ПС 110 кВ 3- два блока выключатель - трансформатор с ремонтной перемычкой;

ПС 110 кВ 4 - две несекционированные системы шин с шиносоединительным выключателем;

ПС 110 кВ 5 - две несекционированные системы шин с шиносоединительным выключателем;

ПС 110 кВ 6 - два блока выключатель - трансформатор с ремонтной перемычкой;

ОРУ 110 кВ ПС7 (балансирующей электростанции) - мостик с выключателями в цепях трансформаторов и линий;

. Расчёт потерь электроэнергии в элементах сети

Для экономического сравнения вариантов ЭС необходима оценка суммарных годовых потерь электроэнергии в линиях, трансформаторах, компенсирующих устройствах и других элементах, входящих в состав сети

Расчёт произведём методом времени максимальных потерь, который позволяет определить нагрузочные потери в элементах сети по предварительно найденному потокораспределению при максимальных нагрузках и времени максимальных потерь ? по выражению:

Где - потери активной мощности, МВт, соответствующие максимальной нагрузке Sм.

Значения - ч/год определяют по графикам или по эмпирической формуле:

? = (0,124+ 8760.

Для воздушных линий электропередач:

Рассмотрим на примере ПС 1:

= 0,08*8760+38,33*1574,84=53977,64

В двухобмоточных трансформаторах:

?Эт = nт*?Рx*8760+* = 2*95*8760*195/2*38330/31500*1575=31101

В трёхобмоточных трансформаторах и автотрансформаторах:

?Эт = nт*?Рx*8760+*+*+*,

Где в,н,с соответственно обмотки высокого, среднего и низкого напряжений.

Потери в батареях конденсаторов:

?Э?=?PQt = 0,04*6000= 240 МВт

Дальнейшие расчётные данные представим в виде таблицы:

Для схемы №1

Таблица. 4.1.

ВЛ 1101-61-22-33-44-57-56-7?Эw99235397821175243251274943224915ПС №123456?Эт3110844612651126511265122765

Суммарные годовые потери для схемы 1 составят 211287 МВт.

Для схемы №2

Таблица 4.2.

ВЛ 1101-61-22-34-54-37-56-7?Эw99235397829175243251274943224915ПС №123546?Эт3810844612651126511265130765

Суммарные годовые потери для схемы 1 составят 227052 МВт.

Для схемы №3

Таблица 4.3.

ВЛ 1101-61-22-34-34-57-51-5?Эw128435397829175127492432543224915ПС №6234571?Эт2276558446126511265112651307653110

Суммарные годовые потери для схемы 1 составят 218121 МВт.

Для схемы №4

Таблица 4.4.

ВЛ 1101-33-23-41-77-56-7?Эw14234554682917554653253644915ПС №123456?Эт3110844612651126511265130765

Суммарные годовые потери для схемы 1 составят 234359 МВт.

Для схемы №5

Таблица 4.5.

ВЛ 1101-61-55-44-34-27-56-7?Эw992368537243252917528723253644915ПС №154326?Эт3110844612651126511265130765

Суммарные годовые потери для схемы 1 составят 248438 МВт.

. Определение ущерба от перерыва в электроснабжении

Для одноцепной линии перерывы в электроснабжении потребителей 2 категории возникают при аварийном и плановом отключениях любого из последовательно включенных элементов электропередачи. Поэтому вероятность перерыва в электроснабжении потребителей равна сумме вероятностей аварийных простоев и плановых ремонтов всех указанных элементов электропередачи.

р = рв+ рw + pт,

где рв = (рав + рпл)- для выключателя; рwав=(рпл+рw) - для линии; рт = (рав+рпл) - для трансформатора.

Вероятность аварийного состояния какого - либо элемента схемы:

Рав=?в*tав/8760,

где ?в - среднее количество отказов (параметр потока отказов) данного элемента в год;ав - средняя длительность аварийного ремонта, лет/отказ.

Для линии Рав=?в/100*L*t/8760,

Где ?в - удельная повреждаемость линии на 100 км, отказ/год;

L- длина линии, км.

Вероятность планового ремонта рпл= mрем*tрем/8760

Где mрем - число плановых ремонтов в году,рем - средняя длительность планового ремонта,час.

Недоотпуск электроэнергии по причине прекращения электроснабжения в результате аварийного простоя и планового ремонта рассчитывается по формуле:

Энд = рРмакс*Тмакс.

Где р - вероятность перерыва электроснабжения.

Причинённый ущерб определим по формуле:

У=у0*Энд;

Где у0 - средний удельный ущерб, равный 0,6-0,8 тыс. руб/МВтч.Расчётные данные по ЛЭП и ПС сведём в таблицу:

Для схемы 1:

Таблица 5.1.

ПСР*ЭндУКлКпИлИпсИэ121212121213,0840583246290047509018014022018,236,410210221,97807645,620003600701409517010,220,4747031766455161800340065130811336,1112,22686041,8872057622004000721441202008,817,6726951,9569055221004000721441102008,917,8706861,84520,4416,321600280065130811336,1112,226864

Продолжение таблицы 5.1.

ПСИ1И2З1З21260,2358,43891,24220,652179,2260,41244,951373,53155,11205,22904,241164,474200,8286,61069,81380,65189,9285,81013,41355,86192,7201,8817,15983,57

Суммарные затраты для схем с одноцепными ВЛ З1=8940,74 тыс.руб.

Для схем с двухцепными ВЛ З2 = 10478,59 тыс. руб.

Выбираем вариант с одноцепными ВЛ.

Для схемы 2 расчётные данные сведём в таблицу:

Таблица 5.2.

ПСрЭндУКлКпИлИпсИэ121212121213,0840583246290047509018014022018,236,410210221,97920745,824004200801609718016,424,4787231766455161800340065130811336,1112,22686041,8879062023004200741481222009,218,4747051,9569055222003600721441101408,917,8706261,84520,4416,321600280065130811336,1112,226864

Продолжение таблицы 5.2.

ПСИ1И2З1З21260,2358,43891,24220,652191,4276,41247,21567,23155,11205,22904,241164,474205,2288,41121,951451,95189,9219,81025,91239,86192,7201,8817,15983,57

Суммарные затраты для схем с одноцепными ВЛ З1=9007,64 тыс.руб.

Для схем с двухцепными ВЛ З2 = 10598,68 тыс. руб.

Выбираем вариант с одноцепными ВЛ.

Для схемы 3 расчётные данные сведём в таблицу:

Таблица 5.3.

ПСрЭндУКлКпИлИпсИэ121212121213,0840583246290047509018014022018,236,410210221,97910724,624004200801609718016,424,4787231766545091800340065130811336,1112,22686041,8878262823004200741481222009,218,4747051,9567854822003600721441101408,917,8706261,845364021600280065130811336,1112,226864мощность подстанция напряжение сеть

Продолжение таблицы 5.3.

ПСИ1И2З1З21260,2358,43891,24220,652184,2268,81221,41542,63144,78198,28890,981176,484202,8280,21120,121448,45187,0212,41024,61232,06188,2198,4810,12980,12

Суммарные затраты для схем с одноцепными ВЛ З1=8990,24 тыс.руб.

Для схем с двухцепными ВЛ З2 = 10627,59 тыс. руб.

Выбираем вариант с одноцепными ВЛ.

Для схемы 4 расчётные данные сведём в таблицу:

Таблица 5.4.

ПСР*ЭндУКлКпИлИпсИэ121212121213,0840563248288047409018014022018,036,210210221,97910667,320003600701409517010,220,4747031766685381800340065130811336,1112,22686041,8874256822004000721441202008,817,6726951,9569255521004000721441102008,917,8706861,84526,8418,361600280065130811336,1112,226864

Продолжение таблицы 5.4.

ПСИ1И2З1З21264,4360,43898,34226,722181,65262,371244,921379,223160,0209,57912,861168,864208,44290,551071,851389,655198,24287,51018,881366,116198,0212,22819,98988,87

Суммарные затраты для схем с одноцепными ВЛ З1=9089,68 тыс.руб.

Для схем с двухцепными ВЛ З2 = 10688,41 тыс. руб.

Выбираем вариант с одноцепными ВЛ.

Для схемы 2 расчётные данные сведём в таблицу:

Для схемы 5 расчётные данные сведём в таблицу:

Таблица 5.4.

ПСР*ЭндУКлКпИлИпсИэ121212121213,0840603254288047409018014022018,036,210210221,97920673,420003600701409517010,220,4747031766705411800340065130811336,1112,22686041,8874257022004000721441202008,817,6726951,9569455821004000721441102008,917,8706861,84528419,841600280065130811336,1112,226864

Продолжение таблицы 5.4.

ПСИ1И2З1З21268,2362,63899,64228,862186,86268,361246,851381,263162,45211,58914,441169,224210,44292,111072,421389,965199,87289,81020,011368,196198,98214,28829,07989,95

Суммарные затраты для схем с одноцепными ВЛ З1=9098,72 тыс.руб.

Для схем с двухцепными ВЛ З2 = 10786,76 тыс. руб.

Выбираем вариант с одноцепными ВЛ.

Для схемы 2 расчётные данные сведём в таблицу:

. Сравнение вариантов по расчётным затратам

Из предварительно выбранных электрических схем наиболее экономичен вариант с минимальными расчётными (дисконтированными) затратами.

При сооружении энергетической системы за срок более 1 года капиталовложения распределяются по годам строительства. Кроме того, сопоставляемые варианты могут различаться сроками ввода в эксплуатацию отдельных очередей. В таких случаях, до выхода энергетической системы в нормальную эксплуатацию значения ежегодных издержек изменяются во времени. Тогда, с учётом фактора времени Тс, затраты необходимо привести к одному году строительства по формуле:

Где - приращение ежегодных издержек.

Капитальные затраты определяет смета, которая является основным экономическим документом строительства. Сметные расчёты определяют абсолютную величину и структуру необходимых материальных и трудовых затрат. Однако для выявления самого экономичного варианта, приведенные затраты можно посчитать по укрупнённым показателям стоимости: одного трансформатора, одной ячейки Ру, одного километра ВЛ, что в значительной степени сокращает расчеты.

После сравнение вариантов схем можно сделать вывод, что затраты на строительство сети по схеме 4 выгоднее, но ущерб от перерыва в электроснабжении будет максимален, так как схемы мощных подстанций не имеют резервирования. Строительство по схеме №2 имеет наибольшие затраты, но она является самой надёжной, кроме того, узловая ПС 5 имеет схему резервирования по сети 35 кВ. Схема с оптимальными затратами на строительство и обслуживание - является схема №1.

. Расчет основных режимов электрической сети

К основным режимам работы электрической сети относят режимы максимальных и минимальных нагрузок, а также один из наиболее тяжелых послеаварийных режимов.

Задача расчета режима максимальных нагрузок состоит в определении узловых напряжений, потоков мощности в ветвях схемы, суммарных потерь мощности и энергии. Величины потерь мощности и энергии используются для расчета ТЭП сети. Расчет послеаварийного режима и режима минимальных нагрузок сводится к определению узловых напряжений. Исходными данными являются схема замещения сети, расчетные нагрузки подстанций и напряжение на шинах ИП. На всех участках должно быть одинаковое напряжение и сечение, поэтому принимаем, что на всей протяженности линий соединяющих подстанции, используется провод марки АС-120/19 с параметрами:

r0 = 0,249 Ом/км.

х0 = 0,427 Ом/км,

q0 = 3,2 МВар/км,

Составление схемы замещения сети.

Параметры схемы замещения определяются выражениями:

= ro*l / n - активное сопротивление участка ЛЭП; ([2], 5.1)

- уд. Активное сопротивление,

l - длина участка,

n - число цепей.

Х = xo*l / n, - индуктивное сопротивление линии

хо - погонное индуктивное сопротивление,

= U²p*bo*l*n = qo*n*l - зарядная мощность ЛЭП.

= 0,0266 мк См/км- удельная емкостная проводимость,

Uр - рабочее напряжение сети.

данные о параметрах участков сети занесем в таблицу:

Таблица 7.1

Участок1-61-22-33-44-57-56-7l, км39744352416186R, Ом9,71118,42610,70712,94810,20915,18921,414Х, Ом16,65331,59818,36122,20417,50726,04736,722Qс, Мвар0,130,240,140,170,130,230,28

R = Rт/m, X = Xт/m, ?Sхх = m (?Pxx + j?Qxx), где ([2], 5.2)

т, Xт - расчетные сопротивления каждого трансформатора.

m - число трансформаторов (по два на каждой подстанции).

Параметры трансформаторов для всех подстанций сведем в таблице:

Таблица 7.2.

№ п/ст123456Тип тр-ра.2х ТДН 31500/1102х ТМ 4000/1102х ТМН 6300/1102х ТМН 6300/1102х ТМН 6300/1102xТДН 10 000/110Rт, Ом4.2616.514.714.714.77.95Хт, Ом82.3240.8220.4220.4220.4139?Pх, МВт0.0380.0190.0230.0230.0230,028?Qх, Мвар0.2240.100.10080.10080.10080,14?Sхх, МВ А0,076+j0,4480,038+j0,0190,046+j0,2020,046+j0,2020,046+j0,2020,056+j0,28R, Ом2.198.297.357.357.353.975Х, Ом43.35120.4110.2110.2110.269.5

Расчетная нагрузка каждой подстанции определяется выражением:

= Pн + jQн + ?P + j?Q + ?Рх + j ?Qх - ? jQc/2, где ([2], 5.4)

н + jQн - нагрузка подстанции,

?P + j?Q - потери мощности в трансформаторах,

? jQc/2 - суммарная зарядная мощность линии, входящая в узел.

?S = ?P + j?Q = (Sн/Uном)2(R+jX).

Для примера рассчитаем нагрузку на подстанции 6:

?S = ?P + j?Q = (Sн/Uном)2(R+jX)

Sp =9,056+ j3,593МВ А

Данные об остальных подстанциях сведем в таблицу:

Таблица 7.3.

№ п/ст123456Sн ,МВ А33+j1,55+j1,98+j3,147+j2,738+j3,119+j3,5?S, МВ А0,197+j3,9020,377+j5,4730,039+j0,5830,03+j0,4460,04+j0,5480,028+j0,465Sj ,МВ А33,197+j5,4025,377+j7,3738,039+j3,7237,03+j3,1768,04+j3,6589,028+j3,965Sр, МВ А33,394+j3,0675,754+j5,9588,078+j3,0237,06+j3,0918,08+j3,5939,056+ j3,593

8. Расчет основных режимов электрической сети

Значение мощности вычисляется по формуле:

н = SКн + ?S = Pн + jQн +?P + j?Q, ([2], 5.5)

Где S н и SК - мощность соответственно в начале и конце участка.

?S = (Sн/Uном)2(Rл+jXл) - потери в линии.

Продольную и поперечную составляющую падения напряжения в трансформаторах определим по формулам:

?U = (PR + QX) / U2 ; ?U = (PX - QR) / U2 ; ([2], 5.6)

где U2 - напряжение в начале участка,

U2 =

напряжение в конце участка. ([2], 5.7)

Расчет мощностей.

Расчёт мощностей сведем в таблицу:

Таблица 8.1.

Участок1-61-22-33-44-57-56-7Sнк,МВ А9,31+ j 3,4129,02+ j 8,5223,67+j 8,7215,05+ j 4,757,65 + j 2,915+j 1,225+j 3,23Rл+jXл9,711+ j16,65318,426+j31,59810,707+j18,36112,948+j22,20410,209+j17,50715,189+j26,04721,414+ j 36,722?S, МВ А0.07+j0,1191,284+j0,190,265+j0,4580.035+j0.0990.034+j0.0860.026+j0.0660.034+j1,022Sн, МВ А9,38+j3,5330,27+j8,7123,93+j9,1815,09+j4.857,68+j3,05,03+j1,235,03+j4,25

Расчёт напряжений.

Определим напряжения. Для режима максимальных нагрузок напряжение в начале головных участков ( в узле А), выше на 10% от Uном:

UA = 1.1 * 110 = 121 кВ.

Расчет напряжений сведём в таблицу:

Таблица 8.2.

Участок123456U2, кВ118.6117.4116.9117.6119.5118.1?U, кВ2.592.693.482.242.272.71?U, кВ5.755.447.295.454.495.45U'2, кВ116.26114.73113.55115.39117.21115.76

Расчёт режима наименьших нагрузок.

Для режима наименьших нагрузок перетоки мощности остаются такие же как и в режиме наибольших нагрузок.

Для режима минимальных нагрузок напряжение на шинах ИП на 5% выше

Uном, т.е. UA = 1.05 Uн = 115,5 кВ.

Расчет продольной и поперечной составляющих произведем по формулам 5.6 и 5.7 и представим в таблице :

Таблица 8.3.

Участок123456U2, кВ113.2111.8111.3112113.9112.9?U, кВ2.712.833.662.342.382.65?U, кВ5.755.717.655.724.725.69U'2, кВ110.64109.12107.91109.81111.59110.23

Расчёт послеаварийного режима.

Наиболее опасная авария - это обрыв провода на головных участках сети.

a)Обрыв участка 1-2:

Расчет потерь мощности :

S12=65.372+j23.01223=55.311+j19.82534=40.23+j13.74745=20.118+j5.89316=9.039+j1.323

Для послеаварийного режима напряжение на шинах ИП UA = 121 кВ

При обрыве участка А-5 рассчитаем потери напряжения и сведем в таблицу:

Таблица 8.4.

Участок123456U2, кВ117114.2112.3111.1110.8116?U, кВ2.622.773.632.362.452.55?U, кВ5.835.587.595.764.855,47U'2, кВ114.53111.60108.81108.89108.46113,68

9. Выбор средств регулирования напряжения

Необходимость регулирования напряжения обусловлена существованием целесообразных пределов изменения напряжения в процессе эксплуатации электрической системы при изменении нагрузок системы.

В качестве основных средств регулирования напряжения на понижающих подстанциях применяются трансформаторы с РПН.

По результатам расчета режимов наибольших и наименьших нагрузок известны уровни напряжений на шинах ВН подстанций.

Напряжение на низкой стороне подстанций:

2Н = U2Н - ?Uт ([2], 5.8)

Потери напряжения в трансформаторе:

?Uт = (PнRт + QнXт) / U2Н ([2], 5.9)

Режим наибольших нагрузок.

?Uт1 =2.312 кВ, U2Н = 118,688 кВ,

Дальнейший расчет представим в виде таблицы:

Таблица 9.1.

№ п/ст.1-61-22-33-44-57-5?Uт, кВ2.311.340.520.661.861.62123456U2н, кВ118.69117.35116.82117.52119.38118,28

Режим наименьших нагрузок.

Потерю напряжения в режиме min нагрузок можно найти, умножив полную потерю напряжения в режиме max нагрузок ?U на коэффициент min нагрузок 0,55.

1Н = U2 - ?U1 * 0,55 = 113,2 кВ,

2Н = 111.8 кВ,

U3Н = 111.3 кВ,

U4Н = 112 кВ,

U5Н = 113.88 кВ.Н = 112.79 кВ.

1.Послеаварийный режим. Для подстанции 1:

?Uт1 = (65.372*3.888+23.012*9.912 )/ 121 = 3.99 кВ,

2Н = U2 - ?Uт1 = 117.014 кВ.

Данные об остальных ПС сведены в таблицу:

Таблица 9.2.

№ п/ст.123456?Uт, кВ3,9862,7841,9221,1660,3433,44U2н, кВ117,014114,23112,308111,143110,799114,84

Номинальное напряжение на шинах НН подстанций Uн.ном. = 10 кВ. С учетом рекомендаций ПУЭ принимаем желаемое напряжение на шинах НН:

Напряжение ответвления:

= U2Н (Uн.ном/ Uжел2н),

тогда номер регулировочного ответвления равен:

, ([2], 5.12)

где

Uнт = 115 кВ - номинальное напряжение высокой стороны трансформатора.

Uн.ном = 11 кВ - номинальное напряжение низкой стороны трансформатора.

Ео = 1,78% - вольтодобавка одного ответвления.

Регулирование ± 9 х 1,78%

Действительное напряжения на стороне НН:

([2], 5.13)

Режим наибольших нагрузок.

Рассмотрим на примере ПС1:

Uр1= 116.257 (11/10,5) = 121.793 кВ

n = (121.793-115/115*1.78) 100 ? +3,

Uотв1 = 115+(3*115*178)/100 = 121,141 кВ

Uд = 116,257*(11/121,141)=10,55

Остальные данные занесем в таблицу:

Таблица 9.3.

№ п/ст.123456Uр, кВ121,79120,2118,95120,89122,79121,56n322343U отв, кВ121,14119,1119,1121,14123,19121,1Uд., кВ10,5510,5910,4910,4810,4710,52

Режим наименьших нагрузок.

Расчёт режима наименьших нагрузок произведём аналогично расчету режима наибольших нагрузок. Результаты расчета сведём в таблицы.

Таблица 9.4.

№ п/ст.123456Uр, кВ115,91114,32113,05115,04116,91115,64n00-1010U отв, кВ115115112,95115117,05115Uд., кВ10,5810,4410,5110,510,4910,55

Таблица 9.5.

№ п/ст.123456Uр, кВ119,98116,92113,996114,08113,62119,25n21-1-1-11U отв, кВ119,09117,05112,95112,95112,95117,05Uд., кВ10,5710,4810,5910,610,5610,53

. Определение технико-экономических показателей сети

Основные технико-экономические показатели К основным технико-экономическим показателям спроектированной электрической сети относятся:

Капитальные вложения К в строительство ВЛ (Квл) и подстанций (Кп/ст):

(определено в п.3),

Кзру = Кяч*Nяч= 253,35*2,3=582,71 тыс.руб.

Nяч = S?+3*5+Nку+Nрез=68,846+15+40+10=133,846 тыс.руб. Кяч = 2.3 тыс. руб.

Кку=?Qку*Rку=12,8*10=128 тыс.руб

Rку=7…10 тыс.руб./МВар

тыс.руб.

К==2798,08+8940,74=11738,82 тыс.руб.

Годовые эксплуатационные затраты:

= (2,8/100)*8940,74 + (9,4/100) * 2798,08 + 123,59 = 636,95 тыс.руб.

Себестоимость передачи электроэнергии по сети:

Агод - полезнопереданная электроэнергия за год.

Sэ/э = 636,95 / 99000 = 0,64 (коп./кВт ч)

Суммарные максимальные потери активной мощности сети:

Коэффициент полезного действия по передаче активной мощности:

где Рип = 80 - мощность выработанная источником питания.

Коэффициент полезного действия по передаче электрической энергии:

Заключение

При расчете курсового проекта произведена разработка технически и экономически целесообразного варианта электрической сети 110 (кВ) для снабжения подстанций энергосистемы. Схема, выбранная в результате расчета и технико-экономического сравнения вариантов, не требует трехобмоточных трансформаторов, так же выбрано напряжение на всех подстанциях энергосистемы 110 (кВ). В курсовом проекте были рассчитаны две основные схемы электроснабжения, из которых мы выбираем одну. Главным критерием выбора схемы электроснабжения являются: экономичность и надежность электроснабжения потребителей. В моей схеме применены двухобмоточные трансформаторные подстанции, имеющие потребителей первой и второй категории. Себестоимость передачи электрической энергии 0,64 (коп/ кВтч) КПД по передачи активной мощности 98,1 % КПД по передачи электроэнергии 99,2%.

Список использованной литературы

1.Герасименко А.А. Передача и распределение электрической энергии/ А.А. Герасименко, В.Т.Федин.-2-е изд.-Ростов н/Д.: Феникс; Красноярск: Издательские проекты, 2008.-720с.

.Ершевич В.В. Справочник по проектированию электроэнергетических систем/ В.В. Ершевич, И.Ь. Зейлигер; под ред. С.С. Рокотян, И.М. Шапиро.-М.: Энергоатомиздат, 1985.-352с.

.Неклепаев Б.Н. Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования: учеб. пособие для вузов/ Б.Н. Неклепаев, И.П. Крючков.-М.: Энергоатомиздат, 1989.-608с.

.Электрические системы. Электрические сети. Т.II/ под ред. В.А. Веникова.-М.: Высш.шк., 1971.-438с.

.Мельников Н.А. Электрические сети и системы/ Н.А. Мельников.-М.: Энергия, 1975.-463с.

.Солдаткина Л.А. Электрические сети и системы/ Л.А. Солдаткина.- М.: Энергия, 1978.-216 с.

.Маркович И.М. Режимы энергетических систем./ И.М. Маркович.-М.: Энергия, 1969.-352с.

.Боровиков В.А. Электрические сети энергетических систем: учебник для техникумов/ В.А. Боровиков.-Л.: Энергия, 1977.-392с.

.Блок В.М. Пособие к курсовому и дипломному проектированию для электроэнергетических специальностей: учеб. пособие для студентов вузов/ В.М. Блок, Г.К. Обушев, Л.Б. Паперно и др.-М.: Высш. шк., 1990.-384 с.

.Поспелов Г.Е. Электрические системы и сети. Проектирование/Г.Е. Поспелов, В.Т. Федин. - Минск: Вышэйшая школа, 1988 - 310 с.

.Шубенко В.А. Учебное пособие по проектированию электрических систем/ В.А. - Шубенко. - Томск, 1961. - 76с.

.Расчёты и анализ режимов работы сетей/ под ред В.А. Веникова. - М.: Энергия, 1974.-333 с.

.Петренко Л.И. Электрические сети. Сборник задач/ Л.И. Петренко. - Киев: Вища школа, 1976. - 215 с.

.Шубенко В.А. Примеры по курсу «Электрические сети и системы»/ В.А. Шубенко. - Красноярск; КПИ. 1975. - 128 с.

.Арзамасцев Д.А. Модели оптимизации и развития энергосистем/ Д.А. Арзамасцев, А.В. Липес, А.Л. Мызин. - М.: Высш.шк., 1987. - 272с.

МОСКОВСКИЙ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ ИНСТИТУТ КУРСОВОЙ ПРОЕКТ Эскизный проект районной электрической сети напряжением от

Больше работ по теме: