Электроснабжение сетевого района Рязаньэнерго

Размещено на http://www.allbest.ru

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РФ

ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ

«Чувашский государственный университет имени И.Н. Ульянова»

Факультет энергетики и электротехники

Кафедра электроснабжения промышленных предприятий

КУРСОВОЙ ПРОЕКТ

по учебной дисциплине

«ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ СИСТЕМЫ И СЕТИ»

Тема: Электроснабжение сетевого района Рязаньэнерго

Вариант № 18

Выполнил: студент группы ЗЭЭ-11-11

Никитин С.М.

Руководитель проекта: Степанов И.Н.

Чебоксары 2013г.

СОДЕРЖАНИЕ

Исходные данные

1. Выбор графа, схемы и номинального напряжения проектируемой электрической сети

1.1 Выбор графа проектируемой сети

1.2 Распределение мощностей по ЛЭП электрической сети

1.3 Выбор номинального напряжения электрической сети

1.4 Баланс мощностей в сетевом районе

1.5 Выбор схемы проектируемой электрической сети

1.6 Выбор марки и сечения провода ЛЭП

1.7 Выбор номинальной мощности трансформаторов районных понизительных ПС

1.8 Основные технико-экономические показатели проектируемой сети

2. Расчет основных нормальных и утяжеленных режимов работы сети

2.1 Расчетная схема электрической сети

2.2 Исходные данные к расчету режимов работы электрической системы 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 сети

3. Регулирование напряжения в электрической сети

4. Основные технико-экономические показатели (ТЭП) спроектированной сети

4.1 Основные ТЭП линий электропередачи

5. Графическая часть проекта

5.1 Схема электроснабжения и расчетная схема спроектированного сетевого района

5.2 Векторная диаграмма токов и напряжений двух параллельно включенных трансформаторов ПС

ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ

Название энергосистемы, состав приемников электрической энергии по категориям надежности в пунктах, коэффициент попадания максимальных потерь мощности в максимум нагрузки энергосистемы:

Таблица 1

Сетевой район энергосистемы		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
Рязаньэнерго	0,88	9	80	11	9	63	28	2	74	24	9	69	22	3	75	22

электрический сеть схема электроснабжение

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

Таблица 2

Максимальная нагрузка, МВА, в пункте	Коэффициент мощности, о.е., в пункте	Число часов использования максимальной нагрузки в пункте
1	2	3	4	5	1	2	3	4	5	1	2	3	4	5
55	70	60	80	70	0,83	0,85	0,87	0,9	0,91	7010	6040	5000	4800	6020

Координаты (км) расположения пунктов питания и потребления электрической энергии:

Таблица 3

А	В	1	2	3	4	5
X	Y	X	Y	X	Y	X	Y	X	Y	X	Y	X	Y
20	30	70	10	20	60	40	50	55	45	50	10	10	10

Коэффициенты аварийной перегрузки силовых трансформаторов общего назначения:

Таблица 4

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

Номинальные напряжения распределительных сетей потребителей электроэнергии; средний коэффициент мощности генераторов станций; минимальная нагрузка в процентах от максимальной:

Таблица 5

Номинальное напряжение, кВ, распределительной сети потребителей электроэнергии в пунктах	Средний коэффициент мощности генераторов,	Минимальная нагрузка, %, от максимальной
1	2	3	4	5
6	10	6	10	6	0,84	49

1. ВЫБОР ГРАФА, СХЕМЫ И НОМИНАЛЬНОГО НАПРЯЖЕНИЯ ПРОЕКТИРУЕМОЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ

Электрическая сеть представляет собой совокупность электроустановок передачи и распределения электрической энергии, состоящей из подстанции, распределительных устройств, токопроводов, воздушных (ВЛ) и кабельных (КЛ) линий электропередачи (ЛЭП), работающих на определенной территории.

1.1 Выбор графа проектируемой сети

Вариант 1

Рисунок 1.1.1 - Граф электрической сети (вариант 1)

Расчет длин линий

Используя рекомендации проектных организаций, основанных на нормативных документах и опыте проектирования электрических сетей в современных условиях, необходимо принимать длину ЛЭП с учетом удлинения трасс [3.C.164]. Для сетевого района Рязаньэнерго (ОЭС Центра) коэффициент удлинения .

Длины участков ЛЭП между приемниками сведены в таблицу 1.1.1.

Таблица 1.1.1

Участки ЛЭП	А-2	А-4	А-5	1-2	2-3	3-В	4-В
	32,81	41,82	25,94	25,94	18,34	44,17	23,2

Вариант 2

Расчет длин линий

Используя рекомендации проектных организаций, основанных на нормативных документах и опыте проектирования электрических сетей в современных условиях, необходимо принимать длину ЛЭП с учетом удлинения трасс [3.C.164]. Для сетевого района Рязаньэнерго (ОЭС Центра) коэффициент удлинения .

Длины участков ЛЭП между приемниками сведены в таблицу 1.1.2.



Рисунок 1.1.2 - Граф электрической сети (вариант 2)

Таблица 1.1.2

Участки ЛЭП	A-2	А-5	1-2	2-3	3-В	4-В	4-5
	32,81	25,94	25,94	18,34	44,17	23,2	46,4

1.2 Распределение мощностей по ЛЭП электрической сети

1.2.1 Распределение активных мощностей

Распределение активных мощностей по ЛЭП рекомендуется определять упрощенно, считая сеть однородной, по методике:

Значения мощностей потребителей сведены в таблицу 1.2.1.

Таблица 1.2.1.

Потребители	Мощности
1	55	45,65	30,68	0,83	0,58
2	70	59,5	36,87	0,85	0,53
3	60	52,2	29,58	0,87	0,49
4	80	72	34,87	0,9	0,44
5	70	63,7	29,02	0,91	0,41

Суммарная активная и реактивная мощности потребителей:

Полная мощность всех потребителей:

Найдем генерируемую активную мощность. Примем источника А равной 70% от суммарной мощности потребителей узлов нагрузки:

Для варианта 1:

Распределение активных мощностей по ЛЭП определим упрощенно, считая сеть однородной. В однородной сети сопротивления отдельных участков ЛЭП эквивалентны их длинам.

Распределение активной мощности в замкнутой сети найдем, развернув кольцо по источнику А (рисунок 1.2.1).

Рисунок 1.2.1

Проверка: сумма перетоков мощности на головных участках должна быть равна сумме потребляемой мощности:

Как видно, равенство выполняется. Мощности на участках 2-3, 3-В, В-4 найдем из баланса активных мощностей в узлах 2,3,В и 4 соответственно:



Таблица 1.2.1

102,31	39,12	63,7	55,04	32,88	2,84	45,65

Все перетоки мощности в кольце указаны на рисунке 1.2.1. Значения мощностей в линиях сведены в таблицу 1.2.1.

Для варианта 2:

В однородной сети сопротивления отдельных участков ЛЭП эквивалентны их длинам:

Распределение активной мощности в замкнутых сетях найдем, развернув кольца (рисунок 1.2.2).

Рисунок 1.2.2



Проверка: сумма перетоков мощности на головных участках должна быть равна сумме потребляемой мощности:

Как видно, равенство выполняется. Мощности на участках 2-3, 3-В, В-4, 4-5 найдем из баланса активных мощностей в узлах 2, 3, В, 4 и 5 соответственно:

Все перетоки мощности в кольце указаны на рисунке 1.2.2. Значения мощностей в линиях сведены в таблицу 1.2.2.

Таблица 1.2.2

117,25	87,875	40,1	47,725	12,1	24,275	45,65

1.2.2 Распределение реактивных мощностей

Для варианта 1:

Рисунок 1.2.3

Распределение активной мощности в замкнутой сети найдем, развернув кольцо по источнику А (рисунок 1.2.3).

Проверка: сумма перетоков мощности на головных участках должна быть равна сумме потребляемой мощности:

Как видно, равенство выполняется. Мощности на участках 2-3, 3-В, В-4 найдем из баланса активных мощностей в узлах 2,3,В и 4 соответственно:

Все перетоки мощности в кольце указаны на рисунке 1.2.3. Значения мощностей в линиях сведены в таблицу 1.2.3.

Таблица 1.2.3

63,38	20,31	29,02	33,75	14,56	4,17	30,68

Для варианта 2:

Рисунок 1.2.4



Распределение активной мощности в замкнутых сетях найдем, развернув кольца (рисунок 1.2.4).

Проверка: сумма перетоков мощности на головных участках должна быть равна сумме потребляемой мощности:

Как видно, равенство выполняется. Мощности на участках 2-3, 3-В, В-4, 4-5 найдем из баланса активных мощностей в узлах 2, 3, В, 4 и 5 соответственно:



Все перетоки мощности в кольце указаны на рисунке 1.2.4. Значения мощностей в линиях сведены в таблицу 1.2.4.

Таблица 1.2.4

70,56	42,15	26,57	21,74	3,01	13,13	30,68

1.3 Выбор номинального напряжения электрической сети

Напряжение определяет параметры ЛЭП и электрооборудования подстанций и сетей, а, следовательно, размеры капиталовложений, расход цветного металла, потери электроэнергии и эксплуатационные расходы. В основном номинальное напряжение определяется передаваемой активной мощностью и длиной линии. Для предварительной оценки возможного номинального напряжения электропередачи рекомендуется использовать эмпирическую формулу Г.А. Илларионова:

Используя данную формулу, получим нестандартные значения напряжений для отдельных линий районной сети.

Для варианта 1:

Проектируем сеть на U_ном=220 кВ.

Для варианта 2:

Проектируем сеть на U_ном=220 кВ. Результаты расчетов сведены в таблицы 1.3.1 и 1.3.2 для вариантов 1 и 2 соотвественно.

Таблица 1.3.1

Напряжения	Значение напряжений, кВ, участков ЛЭП
	А-2	А-4	А-5	В-4	В-3	3-2	2-1
Рациональное	158,76	114,81	101,14	101,23	132,75	32,19	88,11
Номинальное	220	220	220	220	220	220	220

Таблица 1.3.2

Напряжения	Значение напряжений, кВ, участков ЛЭП
	А-2	А-5	В-4	В-3	5-4	2-3	2-1
Рациональное	165,36	144,78	116,34	116,57	93,68	65,27	88,11
Номинальное	220	220	220	220	220	220	220

1.4 Баланс мощностей в сетевом районе

1.4.1 Баланс активной мощности в сетевом районе

Под балансом мощностей понимается равенство вырабатываемой и потребляемой мощностей:

где одновременно потребляемая активная мощность; суммарные потери активной мощности (4-6% от мощности генерируемых электростанций); мощность резерва; собственные нужды электрических станций.

1.4.2 Баланс реактивной мощности в сетевом районе

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

где реактивная мощность, которая может быть получена от генераторов электростанции; реактивная мощность компенсирующих устройств, а именно дополнительных источников реактивной мощности; реактивная мощность, генерируемая емкостью линий электропередачи; реактивная мощность, одновременно потребляемая приемниками электроэнергии, присоединенными к подстанциям сетевого района; потери реактивной мощности в элементах электрической сети.

Для 220 кВ:

было посчитано ранее (см. выше п.1.2.).

Для варианта 1:

Так как мощность компенсирующих устройств получилось меньше нуля, то на подстанциях не требуется установка компенсирующих устройств.

Для варианта 2:

Так как мощность компенсирующих устройств получилось меньше нуля, то на подстанциях не требуется установка компенсирующих устройств.

1.5 Выбор схемы проектируемой электрической сети

При разработке схемы электроснабжения сетевого района учитываются местоположение источников питания и районных понизительных подстанций, применяемые на данной территории номинальные напряжения, наиболее целесообразный граф (конфигурация) сети, число ступеней трансформации и схема электрических соединений подстанций, выбираемая на основе рекомендаций. Задача проектирования схемы сети достаточно сложна и решается с учетом опыта проектирования на основе технико-экономических расчетов.

1.6 Выбор марки и сечения провода ЛЭП

Выбор марки проводов ЛЭП.

Для варианта 1:



Рисунок 1.6.1

Точки потокораздела позволяет считать рассматриваемую сеть (рис.1.2.1) как несколько сетей с односторонним питанием (рис.1.6.1).

Для линий А - 2 и 3 - 2 время использования максимальной нагрузки определяется графиком потребления узла 2.

Для линий В - 4 и А - 4 время использования максимальной нагрузки определяется графиком потребления узла 4.

Для линии В - 3 время использования максимальной нагрузки может быть найдено по формуле:

Для линии 2 - 1 время использования максимальной нагрузки определяется графиком потребления узла 1.

Для линии А - 5 время использования максимальной нагрузки определяется графиком потребления узла 5.

Максимальный ток нормального режима в линиях определяется по формуле:

Для одноцепных линий:

Для двухцепных линий:

Определим максимальный ток нормального режима в линии А - 2:

Определим максимальный ток нормального режима в линии А - 3:

Определим максимальный ток нормального режима в линии В - 4:

Определим максимальный ток нормального режима в линии В - 3:



Определим максимальный ток нормального режима в линии 3 - 2:

Определим максимальный ток нормального режима в линии А - 5:

Определим максимальный ток нормального режима в линии 1 - 2:

Для линий А-2, 2-3, В-3, А-5, 1-2 имеем:

Для линий В - 4, А - 4:

Выбор сечения по плотности тока:

Результаты сведены в таблицу 1.6.1.

Таблица 1.6.1

Участки ЛЭП	Тм.а.,ч	Imax,А	F,мм2
А - 2	6040	319,64	400
2 - 3	6040	8,87	35
В - 3	5053	171,96	185
В - 4	4800	102,72	95
А - 4	4800	119,1	120
А - 5	6020	99,51	120
1 - 2	7010	71,31	95

Выбор сечения по нагреву.

Для выбора сечения проводов ЛЭП по нагреву используют значение максимального тока утяжеленного режима. По этому току [3.табл.7.8] принимается такое сечение провода, для которого длительный допустимый ток был бы больше или равен максимальному току ЛЭП утяжеленного режима.

Для одноцепных линий ток утяжеленного режима определяется таким образом, чтобы при отключении какой-либо иной линии мощность в данной линии была бы наибольшей.

Рассмотрим линию А - 5:

Рассмотрим линию 1 - 2:



Рассмотрим линии связанные в кольцо:

а) при отключении линии А - 2:

Рассмотрим линию А - 4:

Рассмотрим линию В - 4:

Рассмотрим линию В - 3:

Рассмотрим линию 2 - 3:

б) при отключении линии В - 3:

Рассмотрим линию А - 2:

Рассмотрим линию А - 4:

Рассмотрим линию В - 4:

Рассмотрим линию 2 - 3:

Рассматривать отключения остальных участков кольцевой сети не имеет смысла, т.к. значения мощностей на рассматриваемых участках будет меньше уже рассмотренных. Максимальные значения токов утяжеленного режима занесем в таблицу 1.6.2.

Таблица 1.6.2

Участки ЛЭП	А-2	А-4	А-5	1-2	2-3	3-В	4-В
	491,59	441,85	199,02	142,62	328,51	491,59	274,68

Выбор сечения по условию потери энергии на корону. По условию потери энергии на корону сечения проводов ЛЭП должны быть не менее минимально допустимых значений. Для ЛЭП напряжением 220 кВ сечение провода должно быть не менее 240/39 мм², для напряжения 110 кВ 70/11 мм².

Отношение А:С выбираются согласно указаниям [5.С.23].

Рязаньэнерго: район по гололеду II. Нормативная толщина стенки гололеда 10 мм² с повторяемостью 1 раз в 10 лет [1.табл.8.4]. Т.е. С-А провода в данном регионе выбираются при площади сечения до 185 мм² с отношением А:С = 6,0 - 6,25; при площади сечения 240 мм² и более - с отношением А:С = 7,71 - 8,04.

Сечения и выбранные марки проводов сведем в таблицу 1.6.3.

Таблица 1.6.3

ЛЭП	Ток	Площадь сечения, мм2, по условию выбора	Сечение проводов марки А/С, мм2
между узлами	длина, км	число цепей	Imax, А	Iут, А	Iдд, А	Экономической плотности тока	нагрева	короны
А - 2	32,81	1	319,64	491,59	510	400	185	240/39	400/51
2 - 3	18,34	1	8,87	328,51	330	35	95	240/39	240/39
В - 3	44,17	1	171,96	491,59	510	185	185	240/39	240/39
В - 4	23,2	1	102,72	274,68	330	95	95	240/39	240/39
А - 4	41,82	1	119,1	441,85	450	120	150	240/39	240/39
А - 5	25,94	2	99,51	199,02	210	120	50	240/39	240/39
1 - 2	25,94	2	71,31	142,62	210	95	120	240/39	240/39

Расчетные данные сталеалюминевых выбранных для построения сети проводов сведены в таблицу 1.6.4.

Таблица 1.6.4

Номинальное сечение, мм2 (алюминий/сталь)	Электрическое сопротивление постоянному току при 20оС, Ом/км, не более
240/39	0,124
400/51	0,076

Для варианта 2:

Точки потокораздела позволяет считать рассматриваемую сеть (рис.1.1.2) как несколько сетей с односторонним питанием (рис.1.6.2).

Рисунок 1.6.2

Для линий 2 - 3 и В - 3 время использования максимальной нагрузки определяется графиком потребления узла 3.

Для линий В - 4 и 5 - 4 время использования максимальной нагрузки определяется графиком потребления узла 4.

Для линии А - 2, А - 5, 2 - 1 время использования максимальной нагрузки может быть найдено по формуле:

Максимальный ток нормального режима в линиях определяется по формуле:

Для одноцепных линий:

Для двухцепных линий:

Определим максимальный ток нормального режима в линии А - 2:

Определим максимальный ток нормального режима в линии А - 5:

Определим максимальный ток нормального режима в линии 2 - 3:

Определим максимальный ток нормального режима в линии 5 - 4:

Определим максимальный ток нормального режима в линии В - 4:



Определим максимальный ток нормального режима в линии В - 3:

Определим максимальный ток нормального режима в линии 1 - 2:

Для линий А - 2, А - 5, 1 - 2 имеем:

Для линий В - 4, В - 3, 2 - 3, 5 - 4:

Выбор сечения по плотности тока:

Результаты сведены в таблицу 1.6.5.

Таблица 1.6.5

Участки ЛЭП	Тм.а.,ч	Imax,А	F,мм2
А - 2	5864	366,16	400
А - 5	5683	274,71	300
2 - 3	5000	37,65	35
5 - 4	4800	75,7	70
В - 4	4800	149,24	150
В - 3	5000	125,44	120
1 - 2	7010	142,62	150

Выбор сечения по нагреву.

Для выбора сечения проводов ЛЭП по нагреву используют значение максимального тока утяжеленного режима. По этому току [3.табл.7.8] принимается такое сечение провода, для которого длительный допустимый ток был бы больше или равен максимальному току ЛЭП утяжеленного режима.

Для одноцепных линий ток утяжеленного режима определяется таким образом, чтобы при отключении какой-либо иной линии мощность в данной линии была бы наибольшей.

Рассмотрим линию 1 - 2:

Рассмотрим линии связанные в кольцо:

а) при отключении линии А - 2:

Рассмотрим линию А - 5:

Рассмотрим линию 5 - 4:



Рассмотрим линию В - 4:

Рассмотрим линию В - 3:

Рассмотрим линию 2 - 3:

б) при отключении линии А - 5:

Рассмотрим линию А - 2:

Рассмотрим линию 2 - 3:



Рассмотрим линию В - 3:

Рассмотрим линию В - 4:

Рассмотрим линию 5 - 4:

Рассматривать отключения остальных участков кольцевой сети не имеет смысла, т.к. значения мощностей на рассматриваемых участках будет меньше уже рассмотренных. Максимальные значения токов утяжеленного режима занесем в таблицу 1.6.6.

Таблица 1.6.6

Участки ЛЭП	А-2	А-5	В-4	В-3	5-4	2-3	1-2
	640,87	640,87	423,95	491,59	441,85	328,51	285,24

Выбор сечения по условию потери энергии на корону. По условию потери энергии на корону сечения проводов ЛЭП должны быть не менее минимально допустимых значений. Для ЛЭП напряжением 220 кВ сечение провода должно быть не менее , для напряжения 110 кВ 70/11 мм².

Отношение А:С выбираются согласно указаниям [5.С.23].

Рязаньэнерго: район по гололеду II. Нормативная толщина стенки гололеда 10 мм² с повторяемостью 1 раз в 10 лет [1.табл.8.4]. Т.е. С-А провода в данном регионе выбираются при площади сечения до 185 мм² с отношением А:С = 6,0 - 6,25; при площади сечения 240 мм² и более - с отношением А:С = 7,71 - 8,04.

Сечения и выбранные марки проводов сведем в таблицу 1.6.7.

Таблица 1.6.7

ЛЭП	Ток	Площадь сечения, мм2, по условию выбора	Сечение проводов марки А/С, мм2
между узлами	длина, км	число цепей	Imax, А	Iут, А	Iдд, А	Экономической плотности тока	нагрева	короны
А - 2	32,81	1	366,16	640,87	690	400	300	400/51	400/51
А - 5	25,94	1	274,71	640,87	690	35	300	240/39	300/39
2 - 3	18,34	1	37,65	328,51	390	185	120	240/39	240/39
5 - 4	46,4	1	75,7	441,85	450	95	150	240/39	240/39
В - 4	23,2	1	149,24	423,95	450	120	150	240/39	240/39
В - 3	44,17	1	125,44	491,59	510	240	185	240/39	240/39
1 - 2	25,94	2	142,62	285,24	330	150	95	240/39	240/39

Расчетные данные сталеалюминевых выбранных для построения сети проводов сведены в таблицу 1.6.8.

Таблица 1.6.8

Номинальное сечение, мм2 (алюминий/сталь)	Электрическое сопротивление постоянному току при 20оС, Ом/км, не более
240/39	0,124
300/39	0,098
400/51	0,076

1.7 Выбор номинальной мощности трансформаторов районных понизительных подстанций

Силовые трансформаторы выбираются по числу, типу и номинальной мощности. Число трансформаторов зависит от категорий надежности приемников электрической энергии и от мощности, а также наличия резервных источников питания в сетях низшего напряжения.

Приемники электрической энергии I категории необходимо обеспечивать, а II категории - рекомендуется обеспечивать электроэнергией от двух независимых взаимно резервируемых источников питания. Поэтому при наличии в пунктах приема электроэнергии потребителей I-й и II-й 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. Значения коэффициентов аварийной перегрузки трансформаторов на подстанциях приведены в таблице 4 (раздел исходные данные).

где и коэффициенты участия в суммарной нагрузке потребителей первой и второй категорий i-й подстанции, допустимый коэффициент аварийной перегрузки трансформатора, значение которого принимается согласно исходным данным.

Для варианта 1:

Подстанция 1:

выбираем трансформатор ТРДН-40000/220.

Подстанция 2:

выбираем трансформатор ТРДН-40000/220.

Подстанция 3:

выбираем трансформатор ТРДН-40000/220.

Подстанция 4:

выбираем трансформатор ТРДЦН-63000/220.

Подстанция 5:

выбираем трансформатор ТРДЦН-40000/220.

Рассчитаем коэффициент загрузки трансформаторов на каждой подстанции для нормального режима работы по формуле:

Коэффициент загрузки трансформаторов должен иметь значение близкое к 0,7, но не должен превышать 0,9. Полученные данные заносим в таблицу 1.7.2. Сведения о выбранных трансформаторах занесем в таблицу 1.7.3.

Таблица 1.7.2

Параметр, ед. измерения	Подстанция
	1	2	3	4	5
Sт, МВА	34,96	31,5	38	56,73	39
Sном, МВА	40	40	40	63	40
kзi, о.е.	0,688	0,875	0,75	0,635	0,875
Тип трансформатора	ТРДН-40000/220	ТРДН-40000/220	ТРДН-40000/220	ТРДЦН-63000/220	ТРДЦН-40000/220

Таблица 1.7.3

Тип	Sном, МВА	Каталожные данные	Расчетные данные	№ ПС
		Uном обмоток, кВ	Uк, %	Pк, кВт	Pх, кВт	Iх, %	rт, Ом	xт, Ом	Qх, кВар
		ВН	НН
ТРДН-40000/220	40	230	11/11; 6,6/6,6;	12	170	50	0,9	5,621	158,7	0,36	1,2,3,5
ТРДЦН-63000/220	63	230	6,6/6,6; 11/11	12	300	82	0,8	3,998	100,762	0,504	4

Для варианта 2:

Т.к. в нашей системе нет устройств компенсирующих реактивную мощность, то выбор трансформаторов на подстанциях сети будет идентичен варианту 1. Данные трансформаторов подстанций системы см. вариант 1 табл. 1.7.1 и табл. 1.7.2

1.8 Основные технико-экономические показатели проектируемой сети

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

Необходимо определить следующие основные технико-экономические показатели: капиталовложения на сооружение линий электропередачи, РУ ВН и установки силовых трансформаторов; ежегодные (текущие) расходы по линиям, подстанциям и сети в целом.

Капитальные вложения на сооружение ЛЭП определяются по формуле:

,

где n - число воздушных линий электропередачи сетевого района, K_у.лi - удельная стоимость 1 км воздушных линий с учетом климатических условий, тыс. р/км; k_m - территориальный поясной (укрупненный зональный) коэффициент.

Капитальные вложения на сооружение ПС определяются по формуле:

,

где K_тi и K_яj - стоимость трансформаторов, ячеек ОРУ с выключателями разных уровней номинального напряжения районных ЛЭП; m, n - число трансформаторов, ячеек ОРУ с выключателями разных напряжений соответственно.

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

УПС ячеек включает стоимость выключателей, отделителей, короткозамыкателей, трансформаторов тока и напряжения, аппаратуры цепей управления, сигнализации, автоматики и релейной защиты, контрольных кабелей, ошиновки, металлоконструкций и фундаментов конструкции и связанных с их установкой строительно-монтажных работ.

Таким образом, сумма капитальных вложений на сооружение ЛЭП и трансформаторных подстанций ориентировочно определяет стоимость варианта проектируемой сети:

Ежегодные эксплуатационные расходы состоят из амортизационных отчислений C_а, отчислений на обслуживание С_о и возмещение стоимости потерь электроэнергии в элементах сети C_п:

где n, m - число ЛЭП и трансформаторных подстанций соответственно, _а.лi, _а.пс.j - нормы амортизационных отчислений на воздушные ЛЭП и трансформаторные подстанции в процентах от капитальных вложений.

Отчисления на обслуживание допускается определять по норме отчислений от единовременных затрат (капитальных вложений):

где _о.л.i, _о.пс.j - нормы отчислений на обслуживание ЛЭП и трансформаторных подстанций.

где и - суммарные потери мощности в элементах сети, зависящие и не зависящие от нагрузкиот нагрузки; _i - время наибольших потерь, рассчитываемое по формуле:

Таким образом, сумма отчислений на возмещение стоимости потерь электроэнергии определяется по формуле:

где и - удельные приведенные затраты для значений и Т_г соответственно; и - переменные и не зависящие от нагрузок потери электроэнергии соответственно.

Для варианта 1:

Укрупненный зональный коэффициент к стоимости электрических сетей сведен в таблицу 1.8.1 [3.С.324]

Таблица 1.8.1

Объединенные энергосистемы	Коэффициенты
	Воздушные линии	Подстанции
Центр	1,0	1,0

Стоимость трансформатора с РПН мощностью 40 МВА расчетная 169 тыс.руб., 63 МВА - 193 тыс.руб. Стоимость воздушного выключателя ОРУ-220 кВ с током отключения более 40 кА 130 тыс.руб. Стоимость моста (3 выключателя) - 280 тыс.руб.

Вычислим капиталовложения на сооружение ЛЭП и трансформаторных подстанций:

Вычислим эксплуатационные расходы:

Определим амортизационные отчисления:

Определим отчисления на обслуживание:

Для U_ном = 220 кВ:



Определим возмещение стоимости потерь электроэнергии:

Найдем время наибольших потерь:

Потери в сопротивлениях проводов ЛЭП:

Потери в обмотках трансформаторов подстанций:

Найдем суммарные переменные потери электроэнергии:



Найдем удельные приведенные затраты исходя из графика [5.С.29]:

Постоянные потери мощности (потери холостого хода, потери на корону):

Постоянные потери электроэнергии:

Тогда сумма отчислений на возмещение стоимости потерь электроэнергии будет равна:



Тогда эксплуатационные расходы равны:

Результаты расчетов по линиям и подстанциям занесем в таблицу 1.8.2 и 1.8.3.

Таблица 1.8.2.

ЛЭП между узлами	Марка и площадь сечения провода	Ток основного режима, А	Сопротивление провода одной цепи	Время, ч	Потери электроэнергии, кВт•ч	Затраты на потери электроэнергии
			rо, Ом/км	r, Ом	использования Pм, Тм.а	наибольших потерь		удельные, к./(кВт•ч)	суммарные, тыс.р./год
А - 2	400/51	304,07	0,076	2,49	6040	4642,66	750	1,95	77,96
1 - 2	240/39	135,674	0,124	3,22	7010	5962,28	101	1,9	27,348
2 - 3	240/39	8,44	0,124	2,74	6040	4642,66	1	1,95	5,714
В - 3	240/39	163,58	0,124	5,48	5054	3470,23	600	2,0	55,183
В - 4	240/39	97,72	0,124	2,88	4800	3195,79	77	2,05	12,158
А - 4	240/39	116,27	0,124	5,19	4800	3195,79	210	2,05	26,58
А - 5	240/39	189,32	0,124	3,22	6020	4617,19	163	1,95	30,251
Всего:	304,785

Таблица 1.8.3.

Номер ПС	Трансформатор	Потери	Затраты на потери электроэнергии
	тип	число	мощности Рх,кВт	электроэнергии, кВт•ч	удельные, к./( кВт•ч)	суммарные, тыс.р./год
1	ТРДН-40000/220	2	36	82	1,9	18,578
2	ТРДН-40000/220	2	36	130	1,95	23,539
3	ТРДН-40000/220	2	36	96	2,0	13,098
4	ТРДЦН-63000/220	2	82	122	2,05	15,986
5	ТРДЦН-40000/220	2	36	130	1,95	23,41
Всего:	94,611

Для варианта 2:

Укрупненный зональный коэффициент к стоимости электрических сетей сведен в таблицу 1.8.1 [3.С.324]

Вычислим капиталовложения на сооружение ЛЭП и трансформаторных подстанций:

Вычислим эксплуатационные расходы:

Определим амортизационные отчисления:

Определим отчисления на обслуживание:

Определим возмещение стоимости потерь электроэнергии:

Найдем время наибольших потерь:

Потери в сопротивлениях проводов ЛЭП:

Потери в обмотках трансформаторов подстанций:

Найдем суммарные потери электроэнергии:

Найдем удельные приведенные затраты исходя из графика [5.С.29]:



Постоянные потери мощности (потери холостого хода, потери на корону):

Постоянные потери электроэнергии:

Тогда сумма отчислений на возмещение стоимости потерь электроэнергии будет равна:

Тогда эксплуатационные расходы равны:

Результаты расчетов занесем в таблицу 1.8.4. По подстанциям все идентично варианту 1 (см. табл. 1.8.3).

Таблица 1.8.4.

ЛЭП между узлами	Марка и площадь сечения провода	Ток основного режима, А	Сопротивление провода одной цепи	Время, ч	Потери электроэнергии, МВт•ч/г	Затраты на потери электроэнергии
			rо, Ом/км	r, Ом	использования Pм, Тм.а	наибольших потерь		удельные, к./(кВт•ч)	суммарные, тыс.р./год
А - 2	400/51	346,36	0,076	2,49	5865	4422,14	4435,1	1,95	8648,445
1 - 2	240/39	134,91	0,124	3,22	7010	5962,28	578,36	1,9	1098,884
2 - 3	240/39	35,61	0,124	2,74	5000	3410,93	32,98	2,0	65,96
В - 3	240/39	118,66	0,124	5,48	5000	3410,93	881,84	2,0	1763,68
В - 4	240/39	141,18	0,124	2,88	4800	3195,79	614,32	2,05	1259,356
5 - 4	240/39	71,61	0,124	5,75	4800	3195,79	2184,71	2,05	4478,6555
А - 5	300/39	259,86	0,098	2,54	5684	4199,7	2366,73	1,95	4615,1235
Всего:	21930,104

1.9 Выбор графа, схемы и номинального напряжения проектируемой 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 вложения и ежегодные (текущие) затраты -го варианта электрической сети.

Результаты расчета сведены в таблицы 1.9.1 - 1.9.3.

Таблица 1.9.1

Вариант графа	Капитальные вложения, тыс.р., на сооружение
	ЛЭП	ячеек ВН и трансформаторов	сети
1	4456	6563	11125
2	4229	6563	10792

Таблица 1.9.2

Подобные документы

• Электроснабжение сетевого района Нижновэнерго

  Выбор графа, схемы и номинального напряжения проектируемой электрической сети. Основные технико-экономические показатели проектируемой сети. Регулирование напряжения в электрической сети. Расчёт основных нормальных и утяжелённых режимов работы сети.
  
  курсовая работа [310,6 K], добавлен 23.06.2011
  

• Электроснабжение сетевого района Брянскэнерго

  Выбор графа, схемы и номинального напряжения проектируемой электрической сети. Распределение мощностей по линиям электропередач сети. Баланс активной и реактивной мощности в сетевом районе. Выбор марки провода и номинальной мощности трансформаторов.
  
  курсовая работа [971,8 K], добавлен 27.12.2013
  

• Проектирование сетевого района

  Выбор конфигурации электрической сети, определение потока мощности и выбор напряжения. Структурные схемы соединений подстанций, выбор числа и мощности трансформаторов. Расчет параметров режимов работы электрической сети, технико-экономические показатели.
  
  дипломная работа [3,4 M], добавлен 24.01.2016
  

• Разработка технически и экономически целесообразного варианта электрической сети 35-220 (кВ) для электроснабжения района

  Характеристика электрифицируемого района и потребителей электроэнергии. Составление и обоснование вариантов схемы электрической сети. Баланс реактивной мощности и выбор компенсирующих устройств. Выбор номинального напряжения и сечений проводов сети.
  
  курсовая работа [89,3 K], добавлен 13.04.2012
  

• Электроснабжение: районная электрическая сеть

  Баланс мощности в проектируемой сети, расчёт мощности компенсирующих устройств. Совместный выбор схемы, номинального напряжения, номинальных параметров линий и трансформаторов проектируемой сети. Расчет основных режимов работы, затрат электрической сети.
  
  дипломная работа [353,6 K], добавлен 18.07.2014
  

• Электрическая сеть промышленного района

  Разработка конфигурации электрической сети. Выбор номинального напряжения сети и параметров цепей линий, числа и мощности трансформаторов подстанций. Расчет нормальных режимов наибольших и наименьших нагрузок, наиболее тяжелых послеаварийных режимов.
  
  курсовая работа [6,1 M], добавлен 06.02.2014
  

• Районная электрическая сеть

  Генерация и потребление активной и реактивной мощностей в проектируемой сети. Выбор схемы, номинального напряжения и основного электрооборудования линий и подстанций проектируемой сети. Расчет основных режимов работы сети и определение их параметров.
  
  курсовая работа [6,8 M], добавлен 04.06.2021
  

• Проектирование районной электрической сети

  Разработка вариантов конфигурации электрической сети. Выбор номинального напряжения сети, сечения проводов и трансформаторов. Формирование однолинейной схемы электрической сети. Выбор средств регулирования напряжений. Расчет характерных режимов сети.
  
  контрольная работа [616,0 K], добавлен 16.03.2012
  

• Проектирование энергетической сети промышленного района

  Потребление и покрытие потребности в активной и реактивной мощности в проектируемой сети. Выбор схемы, номинального напряжения и основного оборудования. Режимные параметры энергетической сети промышленного района. Падение напряжения в трансформаторах.
  
  курсовая работа [431,4 K], добавлен 28.03.2012
  

• Сеть для электроснабжения группы потребителей

  Проектирование сети для электроснабжения промышленного района. Выбор наиболее экономически целесообразного варианта, отвечающего современным требованиям. Определение параметров сети, конфигурации и схемы, номинального напряжения, мощности трансформаторов.
  
  курсовая работа [1,1 M], добавлен 15.05.2014
  

• Разработка проекта электрической сети района

  Выбор оптимального варианта конфигурации электрической сети и разработка проекта электроснабжения населённых пунктов от крупного источника электроэнергии. Расчет напряжения сети, подбор трансформаторов, проводов и кабелей. Экономическое обоснование сети.
  
  курсовая работа [2,2 M], добавлен 20.10.2014
  

• Проект электросети для электроснабжения промышленного района

  Обеспечение потребителей активной и реактивной мощности. Размещение компенсирующих устройств в электрической сети. Формирование вариантов схемы сети. Выбор номинального напряжения, числа трансформаторов. Проверка по нагреву и допустимой потере напряжения.
  
  курсовая работа [1,6 M], добавлен 15.09.2014
  

• Проектирование энергетической сети промышленного района

  Потребление и покрытие потребности в активной и реактивной мощности в проектируемой сети. Выбор схемы номинального напряжения и основного оборудования. Расчет схемы режимных параметров выборной сети. Аварийный режим в период наибольших нагрузок.
  
  курсовая работа [442,9 K], добавлен 26.03.2012
  

• Расчет участка электрической сети района энергосистемы

  Выбор напряжения сети, типа и мощности силовых трансформаторов на подстанции, сечения проводов воздушной линии электропередачи. Схема замещения участка электрической сети и ее параметры. Расчеты установившихся режимов и потерь электроэнергии в линии.
  
  курсовая работа [688,8 K], добавлен 14.07.2013
  

• Проектирование радиальной схемы электроснабжения

  Разработка вариантов развития сети, расчет мощности его источника сети. Выбор номинального напряжения сети и проводов воздушных линий электропередач. Расчет установившихся режимов сети максимальных нагрузок. Выбор оборудования для радиальной схемы.
  
  курсовая работа [785,6 K], добавлен 19.12.2014
  

• Разработка внутрицехового электроснабжения цеха нестандартного оборудования

  Характеристика и анализ основных исходных данных для проектирования системы цехового электроснабжения. Формирование первичных групп электроприемников для проектируемой электрической сети цеха, схема их питания и выбор конструктивного исполнения.
  
  курсовая работа [992,1 K], добавлен 27.10.2012
  

• Разработка схемы питания районной распределительной сети

  Выбор силовых трансформаторов подстанции, сечения проводов варианта электрической сети. Схема замещения варианта электрической сети. Расчёт рабочих режимов электрической сети в послеаварийном режиме. Регулирование напряжения сети в нормальном режиме.
  
  курсовая работа [694,7 K], добавлен 04.10.2015
  

• Проектирование электрической сети для электроснабжения промышленного района

  Определение предварительного распределения мощностей в линиях. Выбор номинального напряжения сети и сечений проводов в двух вариантах. Проверка выбранных сечений по допустимой токовой нагрузке. Расчет силовых трансформаторов и выбор схем подстанций.
  
  курсовая работа [701,7 K], добавлен 26.06.2011
  

• Электроснабжение района города с разработкой вопроса повышения надежности сети 10кВ

  Характеристика потребителей, сведения о климате, особенности внешнего электроснабжения. Систематизация и расчет электрических нагрузок. Выбор напряжения распределительной сети, трансформаторных подстанций и трансформаторов, схем электроснабжения.
  
  дипломная работа [2,4 M], добавлен 06.10.2012
  

• Проектирование электрической сети

  Составление вариантов схемы электрической сети и выбор наиболее рациональных решений. Приближенный расчет потокораспределения, определение номинального напряжения. Выбор трансформаторов на подстанциях. Разработка схемы электрических соединений сети.
  
  дипломная работа [1,8 M], добавлен 04.12.2012
  

• главная
• рубрики
• по алфавиту
• вернуться в начало страницы
• вернуться к началу текста
• вернуться к подобным работам

Вариант графа	Ежегодные эксплуатационные затраты, тыс.р./г, на сооружение
	ЛЭП	ячеек ВН и трансформаторов	сети
1	481,87	715,172	1197,042