ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ

Государственное образовательное учреждение

высшего профессионального образования

Ивановский государственный энергетический

университет имени В. И. Ленина

Кафедра электрических систем

КУРСОВАЯ РАБОТА

по дисциплине "Электрические сети и системы"

РАСЧЕТ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ РАЙОНА НАГРУЗОК

Иваново 2012

Содержание

Введение

1.Опеделение параметров участка электрической цепи

2.Расчёт уровней напряжения в сети и регулирование напряжения

3.Определение технико-экономических показателей электрической сети

Заключение

Библиографический список

Введение

Целью выполнения курсовой работы по дисциплине «Электрические сети и системы» являлось освоение вопросов расчета и проектирования электрических сетей.

В проекте рассмотрена электрическая сеть, расположенная на юге с суммарной мощностью 67 МВт.

Исходными данными для проектирования являлись:

· план расположения источников питания и планируемых нагрузок: источником питания является существующая подстанция А, подстанции 1, 2, 3 - проектируемые, от которых получают питание потребители электроэнергии; на плане расположения нагрузок сети длины линий измеряются по прямой в соответствующем масштабе непосредственно на плане;

· приведенные данные по нагрузкам района: указывается состав нагрузки всех потребителей по категориям надежности электроснабжения, время использования максимума нагрузки, величина активных мощностей нагрузок в МВт для режима максимальных нагрузок, значение tgц;

· данные об источнике питания: задается уровень напряжения на шинах подстанции А, в режиме максимальных нагрузок;

· дополнительные данные: задается коэффициент участия нагрузок района в максимуме нагрузки энергосистемы - K_м, район расположения нагрузок и климатический район по гололеду, а также продолжительность максимума зимнего суточного графика h, величина нагрузки подстанции, предшествующая максимальной нагрузке, б и зимняя эквивалентная температура охлаждающей среды t.

электрические сети напряжение схема

1. Определение параметров участка электрической сети

Целью выполнения данного раздела курсовой работы являлся выбор экономически целесообразных схемы и номинальных напряжений сети, а также составление балансов активных и реактивных мощностей района на шинах источника питания.

На первом этапе расчетов оценивались ориентировочное потребление активной и реактивной мощностей с шин источника питания. Для этого было необходимо составить приближенный баланс мощностей района нагрузок. При составлении баланса учитывалось несовпадение во времени максимальных нагрузок отдельных потребителей района:

,

где - коэффициент одновременности;

- активная суммарная мощность, состоящая из максимальных m нагрузок потребителей;

- активная максимальная мощность j-го потребителя.

Ориентировочно считают, что при наличии в сети одной-двух ступеней трансформации потери активной мощности составляют примерно 5%.

Необходимая реактивная мощность проектируемой сети определялась реактивными нагрузками, значение которых вычислялось по выражению:

,

Q₁ = 32 • 0,5 = 16 Мвар,

Q₂ = 21 • 0,46 = 9,66 Мвар,

Q₃ = 14 • 0,49 = 6,86 Мвар.

Суммарная потребляемая мощность с учетом потерь реактивной мощности в элементах сети и зарядной мощности ЛЭП определялась выражением:

.

При составлении приближенного баланса реактивной мощности принимали, что потери в индуктивных сопротивлениях линии компенсируются зарядной мощностью: основную часть потерь реактивной мощности составляют потери в трансформаторах, которые составляют примерно 10% от полной мощности нагрузок в режиме максимальных нагрузок.

,

,

.

Для электроснабжения района нагрузок применяют следующие схемы:

- разомкнутые радиальные и магистральные;

- замкнутые.

Выбор схемы электрической сети производится с учетом требований надежности электроснабжения. При выборе конфигурации сети из нескольких намеченных вариантов необходимо придерживаться следующих принципов:

- питание потребителей района следует осуществлять по кротчайшему расстоянию;

- передача электроэнергии потребителям должна производиться в направлении общего потока мощности от источника питания, следует избегать обратных потоков мощности в распределительной сети района нагрузок;

- каждый вариант сети должен удовлетворять условиям надежности электроснабжения (потребители первой и второй категории должны снабжаться энергией от двух независимых источников питания, по двум линиям электропередачи и через два трансформатора).

Примеры схем сети одного напряжения приведены на Рисунке 1. На схемах указаны расстояние между подстанциями (ПС) в километрах, ПС и источник питания (ИП). Предполагается максимально возможное использование упрощенных схем ПС. Сравнение и оценка намеченных вариантов схем сети одного напряжения в экономическом отношении проводится:

- по суммарной длине воздушных линии (ВЛ) сети и с учетом количество цепей ВЛ;

- по сложности схем ПС и числу выключателей в их схемах, зависящих от числа присоединений и номинального напряжения;

- по структурной сложности (конфигурации) сети.

Показатели схем приведены в Таблице 1

Анализ показателей (приведенных в Таблице 1) схем приведенных на Рисунке 1, позволил выделить из нескольких вариантов один, для дальнейшего подробного расчета. В данном случае этот вариант номер 2 , так как здесь достаточно малая длина по трассе, следовательно, облегчается обслуживание сети и упрощенные схемы ПС.

Рисунок 1. Варианты схем электрической сети

Таблица 1. Сравнение вариантов схем по суммарной длине

Варианта схемы сети	Суммарная длина, км	Итого усл.ед
	Двухцепная линия	Одноцепная линия
1	54Ч2	151Ч1,5	334,5
2	123Ч2	-	246
3	141Ч2	-	282
4	126Ч2	-	254

Номинальные напряжения ВЛ электрической сети выбирают по технико-экономическим соображениям в зависимости от протяженности ВЛ и величин активных мощностей, которые будут по ним передаваться в режиме максимальных нагрузок.

Ориентировочно оптимальное номинальное напряжение ВЛ определяется по эмпирической формуле [1]:

,

где L - длина ВЛ, км;

P - передаваемая активная мощность на одну цепь ВЛ, МВт.

Для выбранного варианта номер 3, используя данные задания о нагрузках района, для разных участков ВЛ мы получили:

- участок A-2 (от источника питания до ПС 2)

.

- участок 2-1 (от ПС 2 до ПС 1)

.

- участок 1-3 (от ПС 1 до ПС 3)

Исходя из полученных значений, номинальное напряжение сети приняли травным 110 кВ.

На шинах НН подстанций определили активную (она задана), реактивную и полную мощности в режиме максимальных нагрузок. Они необходимы для выбора мощности трансформаторов и составления баланса мощностей.

,

.

Для ПС1:P_max = 32 МВт,

Q_max = 32 • 0,5 = 16 Мвар,

.

Для ПС2: P_max =2 1 МВт,

Q_max = 21 • 0,46 = 9,66 Мвар,

.

Для ПС3: P_max = 14 МВт,

Q_max = 14 • 0,49 = 6,86 Мвар,

.

Результаты расчета нагрузок ПС свели в таблицу 2.

Таблица 2. Нагрузки подстанций

Нагрузки	ПС1	ПС2	ПС3
Pmax, МВт	32	21	14
Qmax, Мвар	16	9,66	6,86
Smax, МВ•А	35,78	23,12	15,59

Выбор типа, числа и номинальных мощностей трансформаторов на подстанциях района осуществляются в зависимости от мощности потребителей и степени их ответственности (категории) в соответствии с рекомендациями [2]. Вопросы выбора трансформаторов и их проверка подробно рассматривается в [3].

В случае, когда в соответствии с [2] на подстанции предусматривается установка двух трансформаторов (для потребителей 1-ой и 2-ой категории), номинальная мощность каждого из них определяется приближенно по формуле:

,

где S_max - мощность потребителей подстанции.

Для ПС1: ,

Для ПС2: ,

Для ПС3: .

Типы и номинальные мощности трансформаторов выбираются по шкале стандартных номинальных мощностей силовых трансформаторов Файбисович Д.Л. Справочник по проектированию электрических сетей. -Москва: ЭНАС, 2012: с.231. Результаты выбора числа, мощности и типа трансформаторов представлены в таблице 3 Технические данные трансформаторов приведены там же, с.244.

Таблица 3. Типы и мощности трансформаторов

ПС	Smax, МВ·А	Sтр, МВ·А	Тип трансформатора	Sном, МВ·А	Число трансформаторов
1	35,78	23,26 ч 25,046	ТРДН -25000/110	25	2
2	23,12	15,33 ч 16,18	ТДН -16000/110	16	2
3	15,59	10,13 ч 10,91	ТДН -10000/110	10	2

Основные технические характеристики трансформаторов в соответствии с [1] или [4] свели в таблицу 4.

Таблица 4. Основные технические характеристики трансформаторов

Sном, МВ·А	Uвн, кВ	Uнн, кВ	Rтр, Ом	Хтр, Ом	Рхх, кВт	Qхх, квар	Пределы регулирования напряжения
25	115	10,5	2,54	55,9	27	175	9·1,78 %
16	115	10,5	4,38	86,7	19	112	9·1,78 %
10	115	10,5	7,95	139	14	70	9·1,78 %

Затем выполнили проверку.

,

.

k2 определяется по следующими данным (приведенным в задании):

h = 6 ч - продолжительность максимума зимнего суточного графика;

б = 0,7 - величина нагрузки ПС, предшествующая максимальной нагрузке;

Qохл = -10°C - зимняя эквивалентная температура охлаждающей среды.

Для этих данных k₂ = 1,6.

Для ПС1: ;

Для ПС2: ;

Для ПС1: .

Следовательно, на

· ПС1 следует установить по два трансформатора ТРДН-25000/110,

· ПС2 следует установить по два трансформатора ТДН-16000/110,

· ПС2 следует установить по два трансформатора ТДН-10000/110,

При расчете режимов сети, наибольшее использование находит Г-образная схема замещения трансформатора в соответствии с рисунком 2.

Рисунок 2. Г-образная схема замещения трансформатора

Приведение нагрузок ПС к стороне ВН выполняется путем добавления к заданным мощностям нагрузок на шинах НН трансформаторов потерь мощности в трансформаторах. Потери мощности в трансформаторах складываются из потерь мощности в обмотках и потерь холостого хода.

S_нагр = P_нагр + j Q_нагр;

S_тр" = S_нагр; S_тр" = P_тр" + j Q_тр"; S_тр" = P_нагр + j Q_нагр;

S_тр' = S_тр" + ?S; S_тр' = P_тр' + Q_тр'; ?S = ?P + ?Q;

S_тр' = P_нагр + ?P + j (Q_нагр + ?Q);

;

;

S_пс = P₁ + ?P_xx + j (Q₁ + ?Q_xx).

Для ПС1: S_нагр = 32+ j 16;

S_тр" = 32 + j 16;

;

;

S_тр' = 32 + 1,12 + j (16 +2,71) = 33,12 + j 18,71;

S_пс = 33,12 + 0,054 + j (18,71 + 0,35) = 33,17 + j 19,06

Рисунок 3. Г-образная схема замещения ТРДН25000/110

Для ПС2: S_нагр = 21 + j 9,66;

S_тр" = 21 + j 9,66;

;

;

S_тр' = 21 + 0,09 + j (9,66+3,66) = 21,09 + j 13,22;

S_пс = 21,09 + 0,038 + j (13,22 + 0,224) = 21,128 + j 13,44.

Рисунок 4. Г-образная схема замещения ТДН16000/110

Для ПС3: S_нагр = 14 + j 6,86;

S_тр" = 14 + j 6,86;

;

;

S_тр' = 14 + 0,07 + j (6,86+1,3) = 14,07 + j 8,16;

S_пс = 14,16 + 0,028 + j (8,16 + 0,14) = 14,098 + j 8,3.



Рисунок 5. Г-образная схема замещения ТДН10000/110

Результаты расчета представлены в таблице 5.

Таблица 5. Расчёт трансформаторов для подстанций

Наименование параметров режима	ПС1	ПС2	ПС3
	P, МВт	Q, Мвар	P, МВт	Q, Мвар	P, МВт	Q, Мвар
Нагрузка на шинах НН	32	16	21	9,66	14	6,86
Мощность в конце трансформатора	32	16	21	9,66	14	6,86
Потери мощности в обмотках трансформатора	1,12	2,71	0,09	3,66	0,07	1,13
Мощность в начале трансформатора	33,12	18,71	21,09	13,22	14,07	8,16
Потери холостого хода	0,054	0,35	0,038	0,224	0,028	0,14
Мощность на шинах ВН	33,17	19,06	21,128	13,44	14,098	8,3

Для составления баланса активных и реактивных мощностей района на шинах источника питания необходимо определить параметры линий (сечений проводов). Для сетей имеющих разветвленную конфигурацию, все расчеты по мощностям ведутся последовательно по участкам, в направлении от конца сети к её началу. В основу расчетов на каждом участке берется П-образная схема замещения (для линии 110 кВ и выше) в соответствии с рисунком 6.



Рисунок 6. П-образная схема замещения

Порядок расчета следующий:

- выбирается сечение проводов по приведенной к стороне ВН нагрузке ПС или суммарной нагрузке участка (после полного расчета предыдущего участка или участков);

- определяются параметры участка R_Л, X_Л, Q_С для соответствующей схемы замещения;

- составляется баланс мощностей для принятой схемы замещения участка.

Согласно [2] выбор сечения проводов производится по экономической плотности тока j_эк (А/мм²), в зависимости от продолжительности использования максимума активной нагрузки Т_ма (ч).

Величина экономического сечения равна:

ге n - число параллельных линий.

Полученное для сталеалюминевых проводов сечение округляется в ближайшую сторону к стандартному сечению. После выбора сечений проводов необходимо провести проверку на нагревание проводов в аварийных условиях, например при отключении одной из параллельных ВЛ в соответствии с [2].

.

Одновременно ведется ограничение сечений проводов по условиям коронирования (для ВЛ 110 кВ минимальное сечение 70 мм²).

Для участка 1-3: S_max = 14,098 + j 8,3,

Т_ма = 4700, j_эк = 1,1А/мм^2,

.

Выбрали стандартное сечение АС - 70/11 Файбисович Д.Л. Справочник по проектированию электрических сетей. -Москва: ЭНАС, 2012: с.87. Допустимый ток по нагреву - 265А Там же, с.94. Проверка по нагреву:

Для участка 2-1: S_max = 33,17 + j 19,06,

Т_ма = 4500, j_эк = 1,1 А/мм^2,

.

Выбирали стандартное сечение АС - 120/110. Допустимый ток по нагреву - 390 А. Проверка по нагреву:

Для участка А-2:S_max = 21,128 + j 13,44,

Т_ма = 4900, j_эк = 1,1 А/мм^2,

.

Выбирали стандартное сечение АС - 185/110. Допустимый ток по нагреву - 510 А. Проверка по нагреву:

Определение параметров ВЛ для П-образной схемы замещения производится по удельным показателям на 1 км длины согласно [4, табл. П7]. Результаты расчета свели в таблицу 6.

Таблица 6. Параметры ВЛ для П-образной схемы

Наименование параметров	Участки
	1-3	2-1	А-2
Тма, ч	4700	4093,68	4685,68
Jэк, А/мм2	1,1	1,1	1,1
Fэк, мм2	37,33	124,63	181,74
Марка провода	АС-70/110	АС-120/110	АС-185/110
Iдоп, А	265	390	510
Iп/а, А	87,49	292,01	181,74
Длина участка, км	42	36	45
ro, Ом/км	0,422	0,244	0,159
хо, Ом/км	0,444	0,427	0,413
qо, Мвар/км	0,034	0,036	0,037
R, Ом	17,724 / 8,882	8,784 / 4,392	7,155 / 3,578
Х, Ом	18,648 / 9,324	15,372 / 7,686	18,585 / 9,293
Qс, Мвар	1,29 / 2,58	1,16 / 2,32	1,5 / 3
Qс/2, Мвар	0,645 / 1,29	0,58 / 1,16	0,75 / 1,5

Порядок расчета ВЛ по П - образной схеме замещения по мощностям изложен в [5] а также в [6]. При этом определение потерь мощности производится с учетом номинального напряжения сети. Согласно рисунку 5:

S_л" = S_пс - j Q_c = P_пс + j (Q_пс - Q_c) ;

S_л' = S_л" + ?P_л + j Q_л ;

;

;

S_л = S_л'- j Q_c = P_л' + j (Q_л' - Q_c).

Для участка 1-3: S_пс = 14,098 + j 8,3;

S_л" = 14,098 + j (8,3 - 1,29) = 14,098 + j 7,01;

;

;

S_л' = 14,098 + 0,18 + j (7,01 + 0,19) = 14,278 + j 7,2;

S_л = 14,278 + j (7,2- 1,29) = 14,278 + j 5,91.

Для участка 2-1: S_пс = 33,17 + j 19,06 ;

S_л" = 47,268 + j (26,33-1,16) = 47,268 + j 26,17 ;

;

;

S_л' = 47,268 + 1,06 + j (26,17 + 1,85) = 48,328 + j28,02;

S_л = 48,328 + j (28,02 -1,16) = 48,328 + j 26,86.

Для участка А-2: S_пс =21,128 + j 13,144 ;

S_л" = 68,396 + j (40,8-1,5) = 68,396 + j 39,3 ;

;

;

S_л' = 68,396 + 1,84 + j (39,3 + 4,78) = 70,346 + j44,08;

S_л = 70,236 + j (44,08 -1,5) = 70,336 + j 42,58.

Рисунок 7. Схема замещения цепи

Результаты расчетов всех участков свели в таблицу 7.

Таблица 7. Режимные параметры цепи по участкам

Режимные параметры	Участки
	1-3	2-1	А-2
Нагрузка в конце участка	14,098 + j8,3	33,17 + j19,06	21,09 + j13,22
Половина зарядной мощности	-j1,29	-j1,16	-j1,5
Мощность в конце линии	14,098 + j7,01	47,268 + j26,17	68,396 + j39,3
Потери мощности в линии	0,18 + j0,19	1,06 + j1,85	1,84 + j4,78
Мощность в начале линии	14,278 + j7,2	48,328 + j28,02	70,326 + j44,08
Половина зарядной мощности	-j1,29	-j1,16	-j1,5
Мощность в начале участка	14,278 + j7,2	48,238+ j26,86	70,236+ j42,58

2. Расчет уровней напряжения в сети и регулирование напряжения

В соответствии с требованиями “Правил устройства электроустановок” в электрических сетях необходимо предусматривать технические мероприятия по обеспечению качества напряжения электрической энергии. При этом на шинах 10 кВ подстанции, к которым присоединены распределительные сети, устройства регулирования должны обеспечивать поддержание напряжения в режиме максимальных нагрузок - не ниже 1,05·U_ном.

Прежде чем приступить к регулированию напряжения, необходимо проводить электрический расчет уровней напряжения в сети. Он выполняется для каждого участка сети по данным начала, двигаясь последовательно от шин источника питания (точка А с известным напряжением) от начала участка к концу, а также от шин ВН к шинам НН каждой ПС. С этой целью для каждого участка используется уравнение связи между напряжениями начала и конца соответствующего участка согласно:

,

,

.

В сетях с напряжением до 110 кВ включительно можно пренебрегать поперечной составляющей падения напряжения, как мало влияющей на точность расчетов.

Из задания известно, что напряжение источника питания равно 1,05•U_ном. Так как номинальное напряжение сети равно 110 кВ, то:

U_А = 110 • 1,05 = 115,5 кВ.

Для ПС2:

кВ,

.

,

.

Для ПС1:

кВ,

.

,

.

Для ПС3:

,

,

.

Результаты расчета представлены в таблице 8.

Таблица 8. Расчёт уровней напряжения в сети

UА, кВ	U1 ,кВ	U1 ' ,кВ	U2 ,кВ	U2 ',кВ	U3 ,кВ	U3 ',кВ
115,5	105,8	100,4	109,7	104,1	103,9	97,8

Регулирование напряжения с помощью трансформаторов проводится за счет изменения коэффициентов трансформации. У двухобмоточного трансформатора такое регулирование обычно осуществляется путем изменения числа витков регулировочной обмотки, включенной со стороны нейтрали обмотки высокого напряжения. Величина напряжения U_нн связана с приведенным U'_нн соотношением:

,

где К_Т - коэффициент трансформации соответствующий номеру n₁ регулировочной обмотки:

,

где U_ВНном, U_ННном - номинальное напряжение основного ответвления первичной обмотки и номинальное напряжение вторичной обмотки соответственно (при W_1p=0);

- ступень регулирования обмотки W_1p (в % от величины W₁) и номер установленного ответвления этой обмотки.

Номер ответвления, для того чтобы обеспечить на вторичной обмотке желаемый уровень напряжения, можно определить по следующему выражению:

,

где U_{нн жел} - желаемая величина напряжения на вторичной обмотке в расчетном режиме;

U_{нн жел}=1,05·U_ном - для режима максимальных нагрузок.

Как видно из результатов расчета (таблица 8) на первой подстанции напряжение на стороне НН трансформаторов меньше необходимого, так как в режиме максимальных нагрузок на стороне НН напряжение согласно [2] для нашего варианта должно быть 10,5 кВ. Для того чтобы установить желаемый уровень напряжения, выбрали нужное ответвление РПН трансформатора. На первой подстанции установлены 2 трансформатора типа ТРДН-25000/110 с РПН с пределами регулирования 9*1,78%.Определили необходимый номер ответвления для первой подстанции:

Для ПС1:

.

Округляем n до -7, тогда:

.

На второй подстанции установлены 2 трансформатора типа ТДН-16000/110 с РПН с пределами регулирования 9*1,78%.Определили необходимый номер ответвления для первой подстанции:

Для ПС2:

.

Округляем n до -3, тогда:

.

На третьей подстанции установлены 2 трансформатора типа ТДН-10000/110 с РПН с пределами регулирования 9*1,78%.Определили необходимый номер ответвления для первой подстанции:

Для ПС3:

.

Округляем n до -9, тогда:

.

Таким образом, выбрав ответвление РПН n = -7 на трансформаторах ПС1, n = -3 на трансформаторах ПС2 и n = -9 на трансформаторах ПС3, напряжение на стороне НН в режиме максимальных нагрузок, удовлетворяет требованиям ПУЭ [2].

3. Определение технико-экономических показателей электрической сети

Сооружение новых электрических сетей требуют вложения денежных средств. Обычно эти вложения называют капитальными (К). Они идут на приобретение необходимых материалов и оборудования, на их доставку к месту строительства, монтаж и т.д.

Для надежной работы сети необходимо проводить периодические осмотры и текущие ремонты ее элементов. После определенного срока работы оборудование может требовать серьезного капитального ремонта. При прохождении тока по элементам сети имеют место потери электроэнергии. Для покрытия этих потерь на электростанциях ежегодно тратится топливо, на покупку которого расходуются денежные средства. Таким образом, при эксплуатации сети ежегодно должны быть произведены определенные расходы. Их обычно называют ежегодными издержками (И) на эксплуатацию сети.

Капитальные вложения K_сеть на сооружения сети состоят из затрат на сооружение линий K_лэп и на сооружение подстанций K_пс:

K_сеть = K_лэп + K_пс

Определение капиталовложений на сооружение ЛЭП.

Капитальные затраты определяют по укрупненным показателям стоимости отдельных элементов сети. Укрупненные стоимостные показатели для ВЛ 110-220 кВ приведены в методических указаниях к курсовой работе по дисциплине «Электрические сети и системы» [11] в Таблице 10. Эти показатели учитывают все затраты производственного назначения. Для того, чтобы определить капитальные затраты участка ВЛ, необходимо умножить стоимость одного км на длину участка.

Напряжение в сети 110 кВ, промежуточные опоры свободностоящие, количество цепей на опоре - 2, опоры железобетонные. На участке от ПС1 до источника питания и на участке от ПС2 до источника питания сталеалюминевые сечением до 150 мм². Соответственно, показатель стоимости ВЛ составляет 2508 тыс.руб./км.

Кл А2 = 45·66·2·50 = 297 000 тыс.руб.,

Кл 21 = 36·57·2·50 = 205 200 тыс.руб.,

Кл 13 = 42·57·2·50 = 239 400 тыс.руб.,

Кл = 297 000 + 205 000 + 239 400= 716 600 тыс.руб.

Расчет капиталовложений на сооружение подстанций

Номер п/ст	Наименование и тип элементов подстанции	Количество оборудования	Стоимость, тыс.руб.
			Единицы	Всего:
ПС2	РУВН 110 Кв (выключатели э/г) РУНН (вакуумн) 10 Кв Трансформатор (ТРДН-25000/110) Постоянная часть затрат	7 3 2 По РУВН	290 6 222 360	101500 900 22200 18000
Итого по ПС2:		142600
ПС1	РУВН 110 Кв (выключатели э/г) РУНН (вакуумн) 10 Кв Трансформатор (ТДН-16000/110) Постоянная часть затрат	7 6 2 По РУВН	290 6 172 360	101500 1800 17200 18000
Итого по ПС1:		138500
ПС3	РУВН 110 Кв (выключатели э/г) РУНН (вакуумн) 10 Кв Трансформатор (ТДН-10000/110) Постоянная часть затрат	2 3 2 По РУВН	290 6 148 360	29000 900 148000 18000
Итого по ПС3:		195900
ИТОГО:		477000

К_сети=К_ПС+К_ЛЭП ( тыс.руб.)

К_сети= 716 600 +477000=1193600 тыс.руб.

Расчет ежегодных эксплуатационных издержек.

И_сети= И_Дw+И_{ТРО ЛЭП}+И_{ТРО ПС}

Отчисление от капиталовложений на текущий ремонт и обслуживания:

И_тро= (б_тро/100)*К

ЛЭП

б_{тро лэп} =0,8% - ежегодные издержки на ПС и обслуживание элементов ЛЭП Справочник по проектированию электрических сетей./Под ред. Д.Л.Файбисовича. - М.,2012. - с.308, табл 6.2.

И_{тро лэп}= (б_{тро лэп}/100)*К_ЛЭП

И_{тро лэп}= (0,8/100)* 716 600 =5732,8 (тыс.руб./год)

ПС

И_{тро пс}= И_{тро пс} (110)+И_{тро пс}(220) (тыс.руб./год)

И_{тро пс}= И_{тро пс} (110)

И_тропс=И_{тро пс}(110)= (б_{тро пс}/100)*(Кпс-Кпост)=(5,9/100)*( 477000-54000)=24957 (тыс.руб./год)

б_{тро пс}=5,9% Там же

Затраты на возмещение потерь электроэнергии

И_ДW=Цээ*ДWсети (тыс.руб./год)

Цээ= 0,91 руб//кВт*ч (из задания)

ДWсети-суммарные потери активной энергии в электрической сети

ДWсети=ДWл+ДWтр (мВт*ч)

Потери энергии в линиях

ДWвл =ф_св*ДР_м?

ДР_м? - суммарные потери активной мощности в ВЛ в режиме максимальных нагрузок

ф_св - средневзвешенное время максимальных потерь

ф_св =(0,124+ Т_{мп св}/10⁴)²*8760 (ч)

Т_{мп св} = (ч)

Т_{мп св}-продолжительность использования максимальной полной мощности

Tмр=1,1 Тма

Т_{мп св} == 3778,85 (ч)

ф_св =(0,124+ 3778,85/10⁴)²*8760=2206,551 (ч)

ДР_м?=0,18+1,06+1,84=3,08

ДWвл =2206,551*1,81=6796,18

Потери энергии в трансформаторах подстанций

ДWт= ,

где к-число подстанций;

ДWxxi -постоянные потери энергии в трансформаторах пс;

ДWперемi - переменные потери энергии в трансформаторах пс.

где -количество параллельно работающих трансформаторов;

-потери активной мощности в режиме ХХ в трансформаторах ПС

-время работы трансформаторов в i-ой ПС в течении года (Тр =8000 часов)

ПС1:

ПС:2

ПС3:

=864+608+448=1920

n_i-количество работающих в режиме макс.нагрузок трансформаторов на ПС;

ДРкз - потери короткого замыкания в трансформаторе ,(МВт);

Sнагрi- мощность нагрузки трансформатора (МВА);

Sнтi- номинальная мощность трансформатора (МВА),

1)

2)

3)

=160,889+271,185+195,812=627,886

ДWт=

ДWсети=6796,18 +2547,886=9344,006(мВт*ч)

И_ДW=0,91*9344,006=8503,045 (тыс.руб./год)

Ежегодные эксплуатационные издержки

И_сети= 8503,045+24957+5732,8 =39192,85 (тыс.руб/год)

3.4 Определение КПД сети и потерь электроэнергии в %

Потери электроэнергии в проектируемой сети в %

где -величина электроэнергии, полученная потребителями

Себестоимость передачи электроэнергии по сети:

Bn=39192,85/312700=11,8 коп/кВт*ч

Максимальный коэффициент полезного действия:



где -суммарная активная мощность нагрузок;

-суммарные потери активной мощности во всех элементах сети.

Средневзвешенный КПД сети:

Заключение

Выполнив курсовую работу по дисциплине “Электрические сети и системы”, считаю, что мною освоены вопросы расчета и проектирования электрических сетей. Первоначально были определены параметры участка электрической сети, выбрана экономически целесообразная схема, для данного варианта разомкнутая, нерезервированная, радиальная сеть, т.к здесь достаточно малая длина по трассе, следовательно, облегчается обслуживание сети и упрощенные схемы ПС. По технико-экономическим соображениям в зависимости от протяженности ВЛ и величин активных мощностей, которые будут по ним передаваться в режиме максимальных нагрузок, принято номинальное напряжение сети - 110 кВ. Затем, выбрав трансформаторы для каждой ПС (ПС1 - ТРДН -25000/110, ПС2 - ТДН -16000/110, ПС3 - ТДН -10000/110) и определив параметры линий (сечений проводов), были составлены балансы активных и реактивных мощностей района на шинах источника питания.

Был выполнен расчет уровней напряжения в сети для каждого участка по данным его начала, двигаясь от шин источника питания от начала к концу, от шин ВН к шинам НН каждой ПС. Таким образом, определено напряжения во всех точках электрической сети. На шинах 10 кВ подстанции, к которым присоединены распределительные сети, устройства регулирования должны обеспечивать поддержание режиме максимальных нагрузок - не ниже 1,05·U_ном. У двухобмоточного трансформатора регулирование напряжения обычно осуществляется путем изменения числа витков регулировочной обмотки, включенной со стороны нейтрали обмотки высокого напряжения. Выбрав ответвление РПН на трансформаторах ПС1 (n = -7), ПС2 (n = -3) и ПС3 (n = -9), убедились, что напряжение на стороне НН в режиме максимальных нагрузок удовлетворяет требованиям ПУЭ[2].

В заключительной части работы были определены технико-экономические показатели электрической сети. Капитальные вложения на сооружение сети составили 1 148 200 тыс. руб. Ежегодные издержки на эксплуатацию сети тыс. руб. Себестоимость передачи и распределения электроэнергии 38,1 коп/кВт ч. Также были определены коэффициенты полезного действия сети в режиме максимальных нагрузок: з_м = 96,51% и средневзвешенного по энергии за год з_св = 97,09%. Так как КПД средневзвешенный по энергии за год составляет около 95%, то можно сделать вывод, что данная система экономична.

Список литературы

1.Справочник по проектированию электроэнергетических систем./Под ред. С.С.Рокотяна и И.М. Шапиро. - С., 1985. - 352с.

2.Правила устройства электроустановок. - М.:Энергоатомиздат, 2002.-640с.

3.Соколов М.И. Выбор силовых трагсформаторов подстанций энергосистем и промышленных предприятий с учётом допустимых нагрузок: Метод.указания для курсового и дипломного проектирования. Иван.гос.энерг.ун-т. - Иваново,1999.

4.Петренко Л.И. Электрические сети: сборник задач. - Киев: Вища школа, 1976: с.216.

5.Боровиков В.А. Элекстрические сети энергетических систем.: Учебник для техникумов, изд. 3-е, переработанное. - Л.: Энергия,1977.

6.Бушуева О.А., Парфёнычева Н.Н. Расчет установившихся режимов электрических сетей: Метод.указания/Иван.гос.энерг.ун-т. - Иваново,2004

7.Бушуев О.А., Огорелышев Н.А. Применение принципиальных схем электрических соединений распределительных устройств подстанций 6 - 220 кВ: Метод.указания/Иван.энерг.ин-т им. В.И. Ленина. - Иваново,1990.

8.Оценка экономической эффективности инвестиций в электроэнергетике:/А.В.Введенская, И.О. Волкова, В.И. Колибаба, О.И.Рыжов/Иван.гос.энерг.ун-т. - Иваново,2001.

9.Бушуева О.А. Определение потерь мощности и энергии в электрических сетях: Метод.указания/Иван.энерг.ин-т им. В.И.Ленина. - Иваново, 1990.

10.Укоупнённые стоимостные показатели электрических сетей ./ Проектно-изск. и науч. - иссл.ин-т по проектированию электрических систем и электрических сетей. - М.,2001.

11.Справочник по проектированию электричеких сетей./Под ред. Д.Л.Файбисовича. - М.,2012. - 376 с.

Размещено на Allbest.ru

...