Qку3=Рнагр3•(tg?нагр- tg??Б)= 27(0,75 - 0,72)= 0,81 Мвар;

Qку4=Рнагр4•(tg?нагр- tg??Б)= 20(0,75 - 0,72)= 0,6 Мвар;

Qку5=Рнагр5•(tg?нагр- tg??Б)= 10(0,75 - 0,72)= 0,3 Мвар.

Проверка вычисления реактивной мощности компенсирующих устройств:

Qку= Qку1+ Qку2+ Qку3+ Qку4+ Qку5= 3,9 Мвар.

Реактивная мощность каждой подстанции после расстановки КУ:

Q1=Qнагр1 - Qку1= 30-1,2=28,8 Мвар;

Q2=Qнагр2 - Qку2= 24,75-0,99 =23,76 Мвар;

Q3=Qнагр3 - Qку3= 20,25-0,81 =19,44 Мвар;

Q4=Qнагр4 - Qку4= 15-0,6=14,4 Мвар;

Q5=Qнагр5 - Qку5= 7,5-0,3=7,2 Мвар.

Мощности каждой подстанции:

= (40+j28,8) МВА, Sн1= 49,29 МВА,

= (33+j23,76) МВА, Sн2= 40,66 МВА,

= (27+j19,44) МВА, Sн3= 33,27 МВА,

= (20+j14,4) МВА, Sн4= 24,64 МВА,

= (10+j7,2) МВА, Sн5= 12,32 МВА.

Определим суммарную полную мощность подстанций:

МВА.

Определим коэффициент мощности cos Б после установки КУ:

Б = arctg (tg Б)= arctg 0,72= 35,75; cos Б= 0,812.

3. Расчет основных режимов работы сети и определение их параметров

Задачей выполнения данного раздела проекта является определение действительного потокораспределения и напряжений на шинах подстанций в основном нормальном режиме работы сети и при отключениях линий и трансформаторов.

Для четкого представления учитываемых параметров линий и трансформаторов и последовательности расчетов составляется схема замещения всей сети, на которой указываются значения параметров сети и режима. Параметры режима наносятся на схему замещения после расчета режима.

Схема замещения сети представлена на рисунке 6.

Расчеты потокораспределения в сети выполняются по комплексным сопротивлениям сети с учетом потерь мощности в сопротивлениях и проводимостях линий и трансформаторов и генерации реактивной мощности в линиях.

При нагрузках, заданных на шинах вторичного напряжения подстанций, и напряжении, известном на шинах источника питания сети, расчет производится итеративно: потери мощности и потокораспределение - по номинальному напряжению сети, а потери напряжения и уровни напряжения - по потокораспределению с учетом потерь мощности и по заданному для данного режима напряжению на шинах источника питания сети.

Выбор основных расчетных режимов сети определяется необходимостью выявить наибольшие возможные потоки мощности во всех элементах проектируемой сети и определить возможные высшие и низшие рабочие напряжения на приемных подстанциях. В сети с одним источником питания рассмотрим нормальный режим наибольших нагрузок, а также наиболее тяжелый режим при аварийном отключении линий или трансформаторов (в период наибольших нагрузок подстанций).

При высших уровнях рабочего напряжения возрастают потери активной мощности и энергии при коронировании проводов и линейной арматуры, а также значительно возрастает генерация мощности линиями, что в периоды малых нагрузок может привести к нежелательным последствиям.

Мощности каждой подстанции:

= (40+j28,8) МВА, Sн1= 49,29 МВА,

= (33+j23,76) МВА, Sн2= 40,66 МВА,

= (27+j19,44) МВА, Sн3= 33,27 МВА,

= (20+j14,4) МВА, Sн4= 24,64 МВА,

= (10+j7,2) МВА, Sн5= 12,32 МВА.

3.1 Режим максимальных нагрузок

Вариант 2.

Определим потери Р и Q в трансформаторах.

На подстанции 1 установлено два трансформатора ТРДН-40000/110.

Sном=40 МВА, UВН=115 кВ, UНН=11 кВ,

Рхх=36 кВт, Рк=172 кВт, uк=10,5%, Iх=0,65%.

Потери мощности в стали трансформатора:

Рст1=72 кВт, Qст1=520 квар.

Потери активной мощности в меди трансформатора:

Рм1=130,59 кВт,

Потери реактивной мощности в трансформаторе:

Qм1==3188,72 квар

=Рст1+Рм1+Qст1+Qм1=72+130,59+j520+j3188,72=202,59+j 3708,72кВА

На подстанции 2 установлено два трансформатора ТРДН-40000/110.

Sном=40 МВА, UВН=115 кВ, UНН=11 кВ,

Рхх=36 кВт, Рк=172 кВт, uк=10,5%, Iх=0,65%.

Потери мощности в стали трансформатора:

Рст1=72 кВт, Qст1=520 квар.

Рм2=88,86 кВт,

Qм2==2169,87 квар.

=Рст2+Рм2+Qст2+Qм2=72+88,86+j520+j2169,87=(160,86+j2689,87) кВА.

На подстанции 3 установлено два трансформатора .

Sном=25 МВА, UВН=115 кВ, UНН=11 кВ,

Рхх=27 кВт, Рк=120 кВт, uкВН-НН=10,5%, Iх=0,7%.

Рст3=54 кВт, Qст3=350 квар.

Рм3=106,26 кВт,

Qм3==2324,48 квар.

=Рст3+Рм3+Qст3+Qм3=106,26+54+j350+ j 2324,48 = 160,26+j2674,8 кВА

На подстанции 4 установлено два трансформатора .

Sном=25 МВА, UВН=115 кВ, UНН=11 кВ,

Рхх=27 кВт, Рк=120 кВт, uкВН-НН=10,5%, Iх=0,7%.

Рст4=54 кВт, Qст4=350 квар.

Рм4=58,28 кВт,

Qм4==1274,97 квар.

=Рст4+Рм4+Qст4+Qм4=54+58,28+j350+ j 1274,97 = 112,28+j1624,97 кВА

На подстанции 5 установлено два трансформатора ТДН-10000/110.

Sном=10 МВА, UВН=115 кВ, UНН=11 кВ,

Рхх=14 кВт, Рк=60 кВт, uкВН-НН=10,5%, Iх=0,7%.

Рст5=28 кВт, Qст5=140 квар.

Рм5=45,53 кВт,

Qм5==796,9 квар.

=Рст5+Рм5+Qст5+Qм5=28+45,53+j140+j796,9 =73,53+j936,9 кВА.

Переходим к расчёту параметров установившегося режима «методом в два этапа».

1 Этап заключается в определении потоков и потерь мощности в элементах сети последовательно по элементам от концов сети (нагрузок) к началу сети (к станции), (МВА).

Мощность в конце участка цепи 1-4:

27+j19,44+0,16+j2,674-4,503= 27,16+j19,86МВА.

Потери мощности в линии 1-4:

0,8+j1,39МВА

Мощность в начале участка цепи 1-4:

27,16+j19,86+0,8+j1,39= 27,959+j21,261МВА.

Мощность в конце участка цепи РЭС-1:

27,966+j19+40+j28,8-3,12-j2,25+0,203+j3,708= 68,162+j49,959 МВА.

Потери мощности в линии РЭС-1:

1,6+j5,9МВА

Мощность в начале участка цепи РЭС-1:

68,162+j49,959+1,6+j5,9=69,764+j55,864 МВА.

Мощность в конце участка цепи 4-5:

10+j7,2+0,073+j0,937-3,45=10,073+j6,413МВА.

Потери мощности в линии 4-5:

=0,139+j0,147МВА

Мощность в начале участка цепи 4-5:

10,073+j6,413 +0,139+j0,147= 10,213+j6,558МВА.

Мощность в конце участка цепи 2-3:

=10,213+j6,558+0,112+j1,625-j2,25-j1,725+20+j14,4= 30,325+j18,607МВА.

Потери мощности в линии 2-3:

0,893+j1,563 МВА.

Мощность в начале участка цепи 2-3:

30,325+j18,607+0,893+j1,563 = 31,218+j20,171МВА.

Мощность в конце участка цепи РЭС-2:

31,218+j20,171+0,16+j2,69-j2,25+33+j23,76-j1,904= 64,379+j42,466МВА

Потери мощности в линии РЭС-2:

1,622+j5,987MВА

Мощность в начале участка цепи РЭС-2:

64,379+j42,466+1,622+j5,98= 66,002+j48,453 MВА

Мощность генерации:

Сопротивления трансформаторов на подстанциях:

Для подстанции 1:

Rт1===0,71Ом,

Хт1===17,36 Ом.

Для подстанции 2:

Rт2===0,71 Ом,

Хт2===17,36 Ом.

Для подстанции 3:

Rт3===1,27 Ом, Хт3==

== 27,773 Ом.

Для подстанции 4:

Rт4===1,27 Ом, Хт4==

= = 27,773 Ом.

Для подстанции 5:

Rт5===3,9 Ом,

Хт5===69,4 Ом.

2 этап заключается в определении напряжений в узлах и падения напряжений последовательно по элементам от начала сети к концам сети

UРЭС=1,08Uном=1,08 110=118,8 кВ.

Определим продольную составляющую падения напряжения в линии РЭС-1:

UЛ РЭС-1===6,298 кВ.

Определим поперечную составляющую падения напряжения в линии РЭС-1:

кВ

кВ

(Напряжение на стороне ВН подстанции).

Определим продольную составляющую падения напряжения в трансформаторах:



Определим поперечную составляющую падения напряжения в трансформаторах:

Определим приведенное к стороне ВН подстанции НН:

=

;

Коэффициент трансформации:

.

кВ;

(Действительное напряжение на стороне НН)

UЛ 1-3===4,943 кВ.

кВ

кВ

(Напряжение на стороне ВН подстанции)

=;

;

Коэффициент трансформации:

.

кВ; (Действительное напряжение на стороне НН)

кВ;

кВ

кВ;

кВ

кВ

Коэффициент трансформации:

кВ; (Действительное напряжение на стороне НН)

кВ;

кВ;

кВ;



кВ;

кВ

кВ

Коэффициент трансформации:

кВ;

(Действительное напряжение на стороне НН)

кВ;

кВ

кВ;



кВ

кВ

Коэффициент трансформации:

кВ;

(Действительное напряжение на стороне НН)

Для проверки результатов ручного расчета режима максимальных нагрузок проведём расчет на ЭВМ с помощью программно-вычислительного комплекс «Project».

Результаты расчета представлены ниже:

Вносим параметры схемы замещения выбранного варианта сети в “Данные: узлы” и ”Данные: связи”



Выбираем нужную точность вычисления в окне “Установки”, нажимаем в окне “Установки” клавишу “Выполнить расчет” и получаем параметры режима, в данном случае Режима минимальных нагрузок электрической сети. Результаты расчета режима можно увидеть в окне “Результат: узлы” и ”Результат: связи”



Рисунок 3.1.1 - Результаты расчета.

Рисунок 3.1.2 - Карта максимального режима

3.2 Минимальный режим

В режиме минимальных нагрузок последние составляют 50% от наибольшей нагрузки по заданию.

Мощности в узлах сети, в режиме минимальных нагрузок составят:

Для снижения потерь электроэнергии в электрических сетях эксплуатационный персонал проводит отключение части трансформаторов на подстанциях в режиме малых нагрузок. Целесообразность отключения должна быть определена расчетным путем.

Определим величину экономической нагрузки трансформаторов SЭК каждой ПС. При нагрузке меньше SЭК общие потери при работе 2-ух трансформаторов превышают потери при работе одного трансформатора, и вследствие выгодно отключить один из трансформаторов.

Для п/ст 1:

Экономическая мощность:

;

Так как , то целесообразно отключить один трансформатор из двух.

Для п/ст 2:

;

Так как , то целесообразно отключить один трансформатор из двух.

Для п/ст 3:

;

Так как , то целесообразно отключить один трансформатор из двух.

Для п/ст 4:

;

Так как , то целесообразно отключить один трансформатор из двух.

Для п/ст 5:

;

Так как , то целесообразно отключить один трансформатор из двух.

Потери мощности в трансформаторах в режиме минимальных нагрузок составят:

п/ст 1:

 кВт; Qст1=260 квар

кВт;

Qм1==1590 квар

=Рст1+Рм1+Qст1+Qм1=36+65,27+j260+j1590=101,27+j1850 кВА

п/ст 2:

кВт; Qст2=260 квар

кВт;

Qм2==1080 квар

=Рст2+Рм2+Qст2+Qм2=36+44,42+j260+j1080=80,42+j1340 кВА.

п/ст 3:

кВт; Qст3=175 квар

кВт;

Qм3==1160 квар

=Рст3+Рм3+Qст3+Qм3=27+53,13+j175+j1160=80,13+j 1335 кВА.

п/ст 4:

кВт; Qст4=175 квар

кВт;

Qм4==637 квар

=Рст4+Рм4+Qст4+Qм4=27+29,14+j 175+j637=56,14+j812 кВА.

п/ст 5:

кВт; Qст5=70 квар

кВт;

Qм5==398 квар

=Рст5+Рм5+Qст5+Qм5=14+22,77+j70 +j 398 = 37+j468 кВА.

Сопротивления трансформаторов на подстанциях:

Для подстанции 1:

Rт1===1,42Ом,

Хт1===34,72 Ом,

См;



Для подстанции 2:

Rт2===1,42Ом,

т2===34,72 Ом,

См;

Для подстанции 3:

Rт3===2,54 Ом,

Хт3===55,54 Ом,

См;

Для подстанции 4:

Rт4===2,54 Ом,

Хт4===55,54 Ом,

См;

Для подстанции 5:

Rт5===7,93 Ом,

Хт5===138,86 Ом,

См;

Расчёт проведём на ЭВМ с помощью программно-вычислительного комплекс «Project».

Результаты расчета представлены ниже:

Вносим параметры схемы замещения выбранного варианта сети в “Данные: узлы” и ”Данные: связи”



Выбираем нужную точность вычисления в окне “Установки”, нажимаем в окне “Установки” клавишу “Выполнить расчет” и получаем параметры режима, в данном случае Режима минимальных нагрузок электрической сети. Результаты расчета режима можно увидеть в окне “Результат: узлы” и ”Результат: связи”



Рисунок 3.2.1 - Результаты расчета.

Рисунок 3.2.2 - Карта режима минимальных нагрузок

3.3 Послеаварийный режим

UРЭС = 1,1*UНОМ = 1,1*110=121 кВ

Послеаварийный режим обусловлен отключением одной цепи на участке РЭС-2.

Нагрузки послеаварийного режима:

= (40+j28,8) МВА, Sн1= 49,29 МВА,

= (33+j23,76) МВА, Sн2= 40,66 МВА,

= (27+j19,44) МВА, Sн3= 33,27 МВА,

= (20+j14,4) МВА, Sн4= 24,64 МВА,

= (10+j7,2) МВА, Sн5= 12,32 МВА.

Параметры трансформаторов на подстанциях равны параметрам режима максимальных нагрузок.

В послеаварийном режиме меняются только параметры линии РЭС-2.

Сопротивления связей и коэффициенты трансформации трансформаторов:

RРЭС-2 = 6,6 Ом, ХРЭС-2 = 24,36 Ом;

Введем исходные данные в программу:

Расчёт проведём на ЭВМ с помощью программно-вычислительного комплекс «Project».

Результаты расчета представлены ниже:

Вносим параметры схемы замещения выбранного варианта сети в “Данные: узлы” и ”Данные: связи”



Выбираем нужную точность вычисления в окне “Установки”, нажимаем в окне “Установки” клавишу “Выполнить расчет” и получаем параметры режима, в данном случае Режима минимальных нагрузок электрической сети. Результаты расчета режима можно увидеть в окне “Результат: узлы” и ”Результат: связи”



Рисунок 3.3.1 - Результаты расчета

Рисунок 3.3.2 - Карта послеаварийного режима

4. Регулирование напряжения

Задачей проработки этого раздела проекта является обеспечение нормативных отклонений напряжения на шинах вторичного напряжения 10 кВ подстанций проектируемой сети. Регулирование напряжения осуществляется на источнике питания и на приемных понижающих подстанциях. Для данного проекта рабочие уровни напряжения на шинах источника питания во всех рассчитываемых режимах задаются.

Встречное регулирование напряжения, которое должно быть осуществлено на шинах вторичного напряжения районных подстанций, определяется требованиями “Правил устройства электроустановок''. В общем случае в нормальных режимах работы сети необходимо обеспечить регулирование отклонений напряжений на вторичных шинах подстанций в пределах от +5.. 10% до 0% (от номинального уровня) при изменениях нагрузки подстанций от наибольшего значения до 30% наибольшего. Обычно следует ориентироваться на поддержание в период наибольших нагрузок отклонений напряжения на этих шинах +5... 6%. При аварийных отключениях линий и трансформаторов напряжения на шинах 10 кВ подстанций не должны снижаться ниже номинального уровня. Рекомендуется поддерживать в этом режиме напряжение, равное напряжению в предшествовавшем аварии нормальном режиме работы.

ТИП	Uном, кВ	Потери, кВт	Цена
	ВН	СН	НН	КЗ	ХХ	тыс. руб
	115	-	10,5	36	172	292
	115	-	10,5	36	172	292
	115	-	10,5	27	120	222
	115	-	10,5	27	120	222
	115	-	10,5	14	60	148

В качестве основных средств регулирования напряжения при выполнении проекта принимаются трансформаторы с регулированием рабочих ответвлений под нагрузкой.

Из [3,с:116] для:

- трансформаторов мощностью 6,3-125 МВА Uном.вн = 110 кВ. имеем ± 9х1,78 % в нейтрали ВН (± 9 х 2,0355 кВ для трансформаторов с UВН =115 кВ);

№ отв.	Uотв., кВ	Кт = Uотв/Uнн
		п/ст 1,2	п/ст3, 4,5
		Uнн = 10,5 кВ	Uнн = 6,6 кВ
-9	96,577	9,197826	14,63284
-8	98,624	9,392778	14,94299
-7	100,671	9,587731	15,25314
-6	102,718	9,782684	15,5633
-5	104,765	9,977636	15,87345
-4	106,812	10,17259	16,1836
-3	108,859	10,36754	16,49375
-2	110,906	10,56249	16,8039
-1	112,953	10,75745	17,11405
0	115	10,9524	17,4242
1	117,047	11,14735	17,73435
2	119,094	11,34231	18,0445
3	121,141	11,53726	18,35465
4	123,188	11,73221	18,6648
5	125,235	11,92716	18,97495
6	127,282	12,12212	19,2851
7	129,329	12,31707	19,59526
8	131,376	12,51202	19,90541
9	133,423	12,70697	20,21556

4.1 Регулирование напряжения в режиме максимальных нагрузок

п/ст 1:

1) Определим желаемое напряжение ответвлений:



2) Определим число ответвлений n:

3) Определим желаемый коэффициент трансформации:

для n = -4 (см. табл. выше)

4) В результате регулирования получим рабочее напряжение на низкой стороне:

- близкое к желаемому.

п/ст 2:

1)

2)

3) для n = -3 (см. табл. выше)

4) - близкое к желаемому.

п/ст 3:

1)

2)

3) для n = -7 (см. табл. выше)

4) - близкое к желаемому.

п/ст 4:

1)

2)

3) для n = -6 (см. табл. выше)

4) - близкое к желаемому.

п/ст 5:

1)

2)

3) для n = -7 (см. табл. выше)

4) - близкое к желаемому

4.2 Регулирование напряжения в режиме минимальных нагрузок

п/ст 1:

1) ;

2) ;

3) для n = -3 (см. табл. выше);

4) - близкое к желаемому.

п/ст 2:

1) ;

2) ;

3) для n = -3 (см. табл. выше);

4) - близкое к желаемому.

п/ст 3:

1) ;

2) ;

3) для n = -5 (см. табл. выше);

4) - близкое к желаемому.

п/ст 4:

1) ;

2) ;

3) для n = -4 (см. табл. выше);

4) - близкое к желаемому.

п/ст 5:

1) ;

2) ;

3) для n = -5 (см. табл. выше);

4) - близкое к желаемому.

4.3 Регулирование напряжения в послеаварийном режиме

п/ст 1:

1) ;

2) ;

3) для n = 0 (см. табл. выше);

4) - близкое к желаемому.

п/ст 2:

1) ;

2) ;

3) для n =-5 (см. табл. выше);

4) - близкое к желаемому.

п/ст 3:

1) ;

2) ;

3) для n = -2 (см. табл. выше)

4) - близкое к желаемому.

п/ст 4:

1)

2)

3) для n = -7 (см. табл. выше)

4) - близкое к желаемому.

п/ст 5:

1)

2)

3) для n = -8 (см. табл. выше)

4) - близкое к желаемому.

5. Технико-экономические показатели

В этом разделе проекта определяются следующие основные показатели, характеризующие расходы денежных средств и электрооборудования, необходимые для сооружения и эксплуатации сети, а также технико-экономическую целесообразность спроектированной сети; капиталовложения на сооружение линии, подстанций и сети в целом (тыс.руб.); ежегодные расходы по эксплуатации линий, подстанций и сети в целом (тыс.руб/год); себестоимость передачи электроэнергии по сети (коп/кВт ч); потери активной мощности в режиме максимальных нагрузок (кВт) и потери электроэнергии (кВт-ч) в спроектированной сети. Потери активной мощности и потери электроэнергии необходимо также выразить в процентах соответственно от суммарной активной мощности потребителей и полученной ими за год электроэнергии. При определении капиталовложений и годовых эксплуатационных расходов все единичные удельные экономические показатели, характеризующие стоимость отдельных элементов сети, и обслуживание были взяты из приложения 2 методички по проектированию районной по проектированию районной электрической сети.

На всех подстанциях устанавливаем шунтовые конденсаторные батареи:

Подстанция 1 ШКБ-10 -1,2У1 х 2шт. К=15 тыс. руб

Подстанция 2 ШКБ-10 -1,2У1 х 2шт. К=15 тыс. руб

Подстанция 3 ШКБ-10 -1,2У1 х 2шт. К=15 тыс. руб

Подстанция 4 ШКБ-10 -1,2У1 х 2шт. К=15 тыс. руб

Подстанция 5 ШКБ-10 -1,2У1 х 2шт. К=15 тыс. руб

тыс. руб;

тыс.руб;

Издержки на обслуживание ШКБ составляют 3,3% в год

ИКУ=К?КУ•0,033=7020•0,033=231,66 тыс. руб

Определим капиталовложения в ячейки выключателей понизительных подстанций и выключатели линий 10 кВ, отходящих от шин понизительных подстанций. При этом можно считать, что по одной линии в нормальных режимах сети передается при напряжении 10 кВ до 3-4 МВА.

Исходя из этого число линий n, отходящих от шин понизительных подстанции равно:

Sн1=49,29 МВА, ; Sн3=33,27 МВА,

Sн2=40,66 МВА, ; Sн4=24,64 МВА, ;

Sн5=12,32 МВА,

N?=52 шт.

=4,6•78•52=18657,6 тыс. руб

Издержки на обслуживание выключателей составляют 4,4% в год

И?яч н.н=К?яч н.н•0,044=18657,6•0,044=820,93 тыс. руб

Капиталовложения сети:

где - капитальные вложения на сооружение ВЛ, - капитальные вложения на установку трансформаторов, - капитальные вложения на сооружение РУ, - капитальные вложения на установку линейных регулировочных трансформаторов, - вложения на установку ячеек 10 кВ; - постоянная часть затрат по ПС.

Суммарные потери активной мощности в режиме максимальных нагрузок:

МВт,

Суммарные потери активной мощности в режиме минимальных нагрузок:

МВт,

Так как было определено, что в режиме минимальных нагрузок экономически целесообразно отключение части трансформаторов на п/ст, то это необходимо учесть при определении стоимости потерь электроэнергии. Для этого надо определить длительность режима работы сети с полным и сниженным числом трансформаторов. Допускается в первом приближении применять следующий метод двухступенчатого графика нагрузок.

Суммарная полезная электроэнергия, отпущенная с шин вторичного напряжения подстанций сети определяется:

при условном одноступенчатом графике нагрузок:



при условном двухступенчатом графике нагрузок:

где - заданная продолжительность использования наибольших нагрузок, ч/год;

- наибольшая и наименьшая активные нагрузки условного двухступенчатого графика нагрузок соответственно;

- условные длительности наибольшей и наименьшей активных нагрузок соответственно, ч.

Приравняем правые части уравнений и получим:

Наименьшая активная нагрузка равна:

,

где - абсолютное значение отношения наименьшей активной нагрузки к наибольшей.

По условию задания наименьшая активная нагрузка составляет 50% от наибольшей зимней. Следовательно .

Для определения двух неизвестных составим систему из двух уравнений:



Сократим во втором уравнении Pнб. Система уравнений примет вид:

Вычтем второе уравнение из первого и получим:

Вынесем из левой части уравнения tнм и разделим обе части на (1 - k). Тогда:

.

Условная длительность наименьшего режима в двухступенчатом графике нагрузок:

Условная длительность наибольшего режима в двухступенчатом графике нагрузок:

Зная суммарные потери активной мощности и время режимов максимальных и минимальных потерь, определим годовые потери электроэнергии:

= 5,765•103 • 1840 + 1,36 •103 • 6920 =

=20018800 кВт•ч.

Определим издержки на потери электроэнергии в сети:

;

тыс.руб.

Определим суммарные ежегодные издержки сети:

Суммарная полезная электроэнергия, отпущенная с шин низкого напряжения подстанции сети:

МВт•ч.

Себестоимость передачи электроэнергии по сети:

Годовые потери электроэнергии в %:



Заключение

Выполнен проект районной электрической сети 110 кВ для электроснабжения пяти пунктов потребления от источника питания (ИП). Электрическая сеть спроектирована с учетом основных требований: надежности, качества, экономичности и перспективы дальнейшего развития.

В первом разделе проекта рассчитан приближенный баланс реактивной мощности в проектируемой электрической сети при условии, что баланс по активной мощности изначально обеспечен. Вычислена суммарная мощность компенсирующих устройств (КУ), устанавливаемых на шинах НН подстанций (ПС) для обеспечения баланса по реактивной мощности, которая составляет 13,325Мвар . Проведена расстановка КУ в проектируемой сети по ПС методом «тангенс фи балансирующий». Коэффициент мощности нагрузок после установки КУ на шинах потребителей (косинус фи балансирующий) равен 0,83 (до установки КУ был равен 0,80).

Во втором разделе выбран оптимальный вариант электрической сети по методике технико-экономического сравнения конкурентоспособных вариантов. В качестве критерия оптимальности использовались годовые приведённые затраты на строительство и эксплуатацию электрической сети. Первоначально были намечены пять конкурентоспособных вариантов, отвечающих требованию надежности электроснабжения потребителей.

Выбранный оптимальный вариант по конфигурации представляет собой разомкнутую разветвленную электрическую сеть с тремя узловыми и двумя тупиковыми подстанциями. Годовые приведенные затраты в оптимальный вариант электрической сети составили 522,976 млн.руб. Вариант замкнутой электрической сети по затратам дороже на 6,6 %.

Оптимальный вариант сети имеет одно номинальное напряжение 110 кВ. Сечения проводов пяти ВЛ-110кВ выбраны по экономической плотности тока с учетом потерь на корону и допустимому току по нагреву проводов в послеаварийном режиме. Силовые трансформаторы для понижающих подстанций выбраны по условию возможной перегрузки трансформатора на 40% больше его номинальной мощности в ремонтном режиме, когда в работе на ПС остается один трансформатор из двух.

Уточнен баланс по реактивной мощности. Суммарная мощность КУ, устанавливаемых на шинах НН подстанций для обеспечения баланса по реактивной мощности в сети, равна 3,43 Мвар (вместо 13,325 Мвар при приближенном расчете, выполненного до выбора схемы сети в первом разделе проекта), cos Б = 0,812.

В третьем разделе для проверки работоспособности спроектированной электрической сети проведены расчеты основных (характерных) установившихся режимов: максимального, минимального и наиболее тяжелого по потерям напряжения послеаварийного режима (при наибольших нагрузках)с отключением одной цепи в двухцепной головной линии РЭС-1,РЭС-2.

Расчет максимального установившегося режима выполнен «вручную» инженерным методом «в два этапа» и с использованием компьютерной программы расчета режимов электрических систем «ПРРЭС».. Минимальный и послеаварийный режимы рассчитаны только с использованием специализированной компьютерной программы. Определены значения параметров режимов, в том числе рабочие напряжения на шинах ПС, токи, потоки и потери мощности в линиях и трансформаторах. Значения параметров приведены на картах режимов.

Проверено соблюдение ограничений по пропускной способности линий (по току и мощности) - нарушений нет.

В максимальном режиме рабочее напряжение на шинах НН ПС 1, 2, 3, 4, 5 значительно меньше желаемого 10,5 кВ. Поэтому на этих ПС необходимо выполнять регулирование напряжения в максимальном режиме. Также необходимо регулирование напряжения осуществлять в минимальном режиме на ПС 1,2,3,4, и 5 и в послеаварийном режиме на ПС 1, 2, 3, 4 и 5.

В пятом разделе дана окончательная технико-экономическая оценка выбранного варианта схемы районной электрической сети. Уточненные значения капиталовложений на строительство сети и издержек на её эксплуатацию равны соответственно 3044714,4 и 163030,67 тыс.руб. Потери активной мощности в максимальном режиме 5,482 или 4,2 % от суммарной мощности нагрузок.

Для расчета годовых потерь электроэнергии используется расчет потерь по двухступенчатому графику. Годовые потери электроэнергии в электрической сети составляют 689000 кВт•ч или 3,39 % от полученной потребителями электроэнергии.

Себестоимость передачи электроэнергии по спроектированной электрической сети равна 23,66 коп./кВт.ч.

Список используемых источников

Идельчик В.И. Электрические системы и сети. Учебник для вузов. - ? М.: ООО «Издательский дом Альянс», 2009. . - 592 с.

Файбисович Д.Л. Справочник по проектированию электрических сетей. - М: НЦ ЭНАС, 2009.-392 с.

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

Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. Электрическая часть станций и подстанций: Учебное пособие для вузов. - М.: Энергоатомиздат, 1986. - 640 с.

Акишин Л.А., Прокопчук К.И. Электрические сети: Методические указания к курсовому проекту на тему «Районная электрическая сеть». - Иркутск: ИрГТУ, 2012.- 45 с.

Приложения

Приложение 1. Технико-экономическое сравнение варианта 1

Приложение 2.Технико-экономическое сравнение варианта 2

Размещено на Allbest.ru

...