Электроснабжение сетевого района Пермьэнерго
Выбор графа, схемы и номинального напряжения проектируемой сети. Расчет основных и утяжеленных режимов работы электрической сети. Регулирование напряжения в электрической сети. Расчет основных технико-экономических показателей спроектированной сети.
Рубрика | Физика и энергетика |
Вид | курсовая работа |
Язык | русский |
Дата добавления | 19.05.2015 |
Размер файла | 1001,4 K |
Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже
Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
Размещено на http://www.allbest.ru
Министерство образования и науки Российской Федерации
Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования
«Чувашский государственный университет имени И.Н. Ульянова»
Факультет энергетики и электротехники
Кафедра электроснабжения промышленных предприятий
имени А.А. Федорова
Курсовой проект
по учебной дисциплине
“ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ СИСТЕМЫ И СЕТИ”
Тема: Электроснабжение сетевого района Пермьэнерго
Выполнил: студент группы ЭЭ-11-10
Андреев А.
Руководитель: Шестакова Л.А.
Чебоксары 2013
CОДЕРЖАНИЕ
- Исходные данные к проекту
- 1. Выбор графа,схемы и номинального напряжения проектируемой сети
- 1.1 Выбор графа проектируемой сети
- 1.2 Распределение активных мощностей по ЛЭП электрической сети в основном и утяжеленном режимах
- 1.3 Выбор номинального напряжения электрической сети
- 1.4 Баланс реактивной мощности в сетевом районе
- 1.6 Выбор марки и площади сечения провода линий электропередачи
- 1.7 Выбор номинальной мощности трансформаторов районный понизительных подстанций
- 1.8 Основные технико-экономические показатели проектируемой сети
- 1.9 Выбор графа, схемы и номинального напряжения проектируемой сети
- 2. Расчет основных и утяжеленных режимов работы электрической сети
- 2.1 Расчетная схема электрической сети
- 2.2 Исходные данные к расчету режимов работы электрической сети на ЭВМ
- 2.3 Результаты расчета и анализ показателей режимов работы районной сети
- 2.4 Расчет основного режима максимальных нагрузок методом последовательных приближений в два этапа одного из элементов электрической сети
- 3. Регулирование напряжения в электрической сети
- 4. Основные технико-экономические показатели спроектированной сети
- 4.1 Технико-экономические показатели спроектированной сети
- 4.2 Коэффициенты полезного действия электропередачи в основном режиме максимальных нагрузок и среднегодовой КПД
- Выводы
- Список используемой литературы
ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ К ПРОЕКТУ
Наименование энергосистемы и состав приемников электрической энергии
Сетевой район электрической системы |
Состав приемников электроэнергии в пунктах питания по категории надежности, % |
||||||||||||||||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
|||||||||||||
I |
II |
III |
I |
II |
III |
I |
II |
III |
I |
II |
III |
I |
II |
III |
|||
Пермьэнерго |
0,94 |
3 |
75 |
22 |
9 |
69 |
22 |
3 |
64 |
33 |
8 |
65 |
27 |
8 |
69 |
23 |
Сведения о максимальных нагрузках, коэффициенте мощности, числе часов использования максимальной нагрузки на трансформаторных подстанциях сетевых районов.
Максимальная нагрузка в пункте, МВА |
Коэффициент мощности в пункте, о.е. |
Число часов использования максимальной нагрузки в пункте |
|||||||||||||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
|
50 |
71 |
49 |
63 |
78 |
0,84 |
0,87 |
0,80 |
0,82 |
0,91 |
6800 |
5700 |
6400 |
5600 |
4850 |
Координаты, км, расположения пунктов питания и потребления электрической энергии.
А |
В |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
||||||||
X |
Y |
X |
Y |
X |
Y |
X |
Y |
X |
Y |
X |
Y |
X |
Y |
|
10 |
10 |
80 |
70 |
20 |
45 |
55 |
55 |
40 |
15 |
75 |
35 |
85 |
30 |
Коэффициенты аварийной перегрузки силовых трансформаторов общего назначения.
Коэффициент, о. е., аварийной перегрузки трансформаторов в пункте. |
|||||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
|
1,5 |
1,6 |
1,3 |
1,3 |
1,1 |
Номинальное напряжение распределительных сетей потребителей; средний коэффициент мощности генераторов станций; минимальная нагрузка в процентах от максимальной.
Номинальное напряжение распределительной сети потребителей электроэнергии в пунктах, кВ |
Средний коэффициент мощности генераторов, cosг |
Минимальная нагрузка (от максимальной), % |
|||||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
0,85 |
60 |
|
10 |
6 |
6 |
10 |
6 |
1. ВЫБОР ГРАФА, СХЕМЫ И НОМИНАЛЬНОГО НАПРЯЖЕНИЯ ПРОЕКТИРУЕМОЙ СЕТИ
Электрическая сеть представляет собой совокупность электроустановок для передачи и распределения электрической энергии, состоящей из подстанций, распределительных устройств, токопроводов, воздушных и кабельных линий электропередачи, работающих на определенной территории.
Взаимное соединение ЛЭП и ПС получило название графа электрической сети. напряжение сеть электрический граф
Проектирование системы электроснабжения сетевого района связано с выбором оптимальных конфигурации, номинального напряжения электрической сети и схем РУ подстанций. Критерием выбора схемы электроснабжения являются минимальные приведенные расчетные затраты технически равноценных вариантов, которые определяются на основе технико-экономических расчетов в энергетике.
1.1 Выбор графа проектируемой сети
На основе места расположения источников питания и потребителей электроэнергии намечается несколько вариантов графа сети, обеспечивающей требуемую надежность электроснабжения приемников электрической энергии. Например, на рис.1. намечено два варианта графа электрической сети, отвечающей требованиям питания приемников электрической энергии, относящихся к первой (1) и второй (II) категориям. Надежность электроснабжения приемников I категории должна быть высокой, их необходимо снабжать электроэнергией от двух независимых источников питания. К числу приемников II категории относятся такие приемники, перерыв в электроснабжении которых связан с массовым недоотпуском продукции, простоем рабочих, механизмов и промышленного транспорта, нарушением нормальной деятельности значительного количества городских жителей. Для них допускаются перерывы в подаче электроэнергии на время включения резервного питания (чаще автоматического). Электроприемники, не подходящие под определения I и II категорий, относятся к III категории. При разработке графа электрической сети необходимо определить количество цепей ЛЭП, обеспечивающее требуемую надежность электроснабжения приемников электрической энергии. Для питания приемников I и II категорий предусматриваются резервированные схемы сети, а для III категории--возможно нерезервированные.
Замкнутые схемы сетей или замкнутые контуры в смешанных схемах обеспечивают электрической энергией приемники районных ПС при отключении любой из одноцепных ЛЭП замкнутого контура. Если схема сети или ее часть выполнена с односторонним питанием, то рекомендуется предусмотреть двухцепные ЛЭП.
Рис.1.а
Рис 1.б.
1.2 Распределение активных мощностей по ЛЭП электрической сети в основном и утяжеленном режимах
Распределение мощностей по ЛЭП рекомендуется определять упрощенно, считая сеть однородной. В однородной сети сопротивления отдельных участков ЛЭП эквивалентны их длинам, при этом необходимо принимать длину ЛЭП с учетом коэффициента удлинения трасс. Для Пермьэнерго kуд=1,16.
Найдем длину линии А1:
Остальные длины ЛЭП находим аналогично:
Таблица 1.1. Длины ЛЭП
ЛЭП |
А-1 |
А-3 |
1-2 |
3-2 |
В-2 |
В-4 |
В-5 |
А-2 |
5-4 |
|
L, км |
42,2 |
35,3 |
42,2 |
49,6 |
33,8 |
41 |
46,8 |
73,8 |
13 |
Распределение активной мощности:
S1= 50 МВа , cosц1=0.84 P1=S1 ·cosц1=50·0.84 = 42 МВт
S2= 71 МВа , cosц2=0.87 P2=S2 ·cosц2=71·0.87 = 61,77 МВт
S3= 49 МВа , cosц3=0.80 P3=S3 ·cosц3=49·0.80 = 39,2 МВт
S4= 63 МВа , cosц4=0.82 P4=S4 ·cosц4=63·0.82 = 51,66 МВт
S5= 78 МВа , cosц5=0.91 P5=S5 ·cosц5=78·0.91 = 70,98 МВт
Полная активная мощность :
Мощности источников питания:
Рассчитаем распределение активной мощности, считая что сеть однородная.
Для первого графа:
PВ5=P5=70,98 МВт
PВ4= P4 =51,66 МВт
PВ2=PВ - PВ5 - PВ4 =185,93 - 70,98 - 51,66= 63,29 МВт
P32=PА3 - P3 = 40,73 - 39,2 = 1,53 Мвт
P21=P32 + P B2 - P2 = 1,53+63,29 - 61,77 = 3,05Мвт
Проверка:
PА1 + P А5 + PВ2 =P2 + P1 + P3
142,97 Мвт = 142,97 Мвт
Для второго графа:
PА1=P1=42 МВт
PА3=P3=39,2 МВт
PВ2=PВ - PВ5 - PВ4 =185,93 - 70,98 - 51,66= 63,29 МВт
P2А=PВ2 - P2 =63,29 - 61,77 = 1,52 МВт
P45=PВ4 - P4 =63,6 - 51,66= 11,94 МВт
Проверка:
PВ4 + P В5 =P4 + P5
122,64 Мвт = 122,64 Мвт
Запишем результаты в таблицу 1.2.
Таблица 1.2.Мощности ЛЭП в режимах максимальной нагрузки
ЛЭП |
А-1 |
А-3 |
2-1 |
3-2 |
В-2 |
В-4 |
В-5 |
2-А |
5-4 |
|
Первый граф |
||||||||||
Основной режим, P, МВт |
38,95 |
40,73 |
3,05 |
1,53 |
63,29 |
51,66 |
70,98 |
|||
Второй граф |
||||||||||
Основной режим, P, МВт |
42 |
39,2 |
63,29 |
63,6 |
59,04 |
1,52 |
11,94 |
1.3 Выбор номинального напряжения электрической сети
Выбор номинального напряжения районной сети производится одновременно с выбором графа сети и схемы электрических соединений на основе технико- экономических расчетов. Номинальное напряжение определяется значениями передаваемой активной мощности и длины линии.
Для одноцепной ЛЭП: ;
Для двухцепной ЛЭП: ;
Первый вариант:
А-1: кВ
Для остальных ЛЭП, номинальные напряжения находятся аналогично.
Запишем результаты в таблицу 1.3.
Таблица 1.3. Рациональное и номинальное напряжение ЛЭП
ЛЭП |
Мощность основного режима, МВт |
Напряжение, кВ |
|||
Между узлами |
Длина, км |
рациональное |
номинальное |
||
Вариант графа первый |
|||||
А-1 |
42,2 |
38,95 |
114,68 |
110 |
|
А-3 |
35,3 |
40,73 |
115,05 |
110 |
|
2-1 |
42,2 |
3,05 |
34,68 |
110 |
|
3-2 |
49,6 |
1,53 |
24,66 |
110 |
|
В-2 |
33,8 |
63,29 |
103,25 |
110 |
|
В-4 |
41 |
51,66 |
95,79 |
110 |
|
В-5 |
46,8 |
70,98 |
111,02 |
110 |
|
Вариант графа второй |
|||||
А-1 |
42,2 |
42 |
87,4 |
150 |
|
А-3 |
35,3 |
39,2 |
84 |
150 |
|
2-А |
73,8 |
1,52 |
17,42 |
150 |
|
В-2 |
33,8 |
63,29 |
103,25 |
150 |
|
В-4 |
41 |
63,6 |
139,34 |
150 |
|
В-5 |
46,8 |
59,04 |
137,32 |
150 |
|
4-5 |
13 |
11,94 |
63,52 |
150 |
1.4 Баланс реактивной мощности в сетевом районе
Реактивная мощность в каждом пункте вычисляется по формуле:
где Qi - реактивная мощность в i-ом пункте, МВАр;
Si - полная мощность в i-ом пункте, МВА;
Pi - активная мощность в i-ом пункте, МВт.
Таблица 1.4.Реактивная мощность в каждом пункте.
ПС |
Si, MBA |
Pi, МВт |
Qi, МВАр |
|
1 |
50 |
42 |
27,13 |
|
2 |
71 |
61,77 |
35 |
|
3 |
49 |
39,2 |
29,4 |
|
4 |
63 |
51,66 |
36,06 |
|
5 |
78 |
70,98 |
32,34 |
Qм=27,13+35+29,4+36,06+32,34=159,93 МВАр
Поскольку часть реактивной мощности экономически целесообразно вырабатывать децентрализованно, то условие баланса реактивной мощности может быть записано в следующем виде:
Qг+Qку+QсQм+Qс,
где Qг - реактивная мощность, которая может быть получена от генераторов электростанций;
Qку - реактивная мощность компенсирующих устройств;
Qc - реактивная мощность, генерируемая емкостью линий электропередачи;
Qм - реактивная мощность, одновременно потребляемая приемниками электроэнергии, присоединенными к подстанциям сетевого района;
Qc - потери реактивной мощности в элементах электрической сети.
Реактивная мощность, получаемая от генераторов электростанций, может быть найдена по формуле
QГ=(Pм+Pc)tgГ,
где Рм - активная мощность, одновременно потребляемая в сетевом районе;
Рс - потери активной мощности в сети; в сетях с одной-двумя ступенями трансформации Рс составляют 4-6 % от полной передаваемой мощности в сети;
tgГ - угол сдвига между векторами тока и напряжения генераторов станций относительно шин высшего напряжения.
Рм=0.9Рi= МВт.
Pc=0.05Pi= МВт.
Средний коэффициент мощности генераторов cosГ=0.85. Следовательно, tgГ=0.62
QГ=(239,05+13,28)0,62=156,44 МВАр.
Потери реактивной мощности в основной электрической сети ориентировочно можно рассчитать:
Qc=(0.06…0.08)Sмnт+(0.04…0.05)Sм,
где Sм - полная мощность потребителей сетевого района;
nт - число ступеней трансформации в сетевом районе (рекомендуется принять равным 1).
Sм=50+71+49+63+78=311 МВА.
Qc=0.07311+0.045311=35,765 МВАр.
Реактивная мощность, генерируемая линиями, условно принимается
30 кВАр/км при 110 кВ и 150 кВ.
Для первого варианта графа:
Qc=2*0,03*(41+46,8+33,8)+0,03*(42,2+42,2+35,3+49,6) = 12,375 МВАр.
Для второго варианта графа:
Qc =2*0,03*(42,2+35,3+73,8+33,8)+0,03*(41+46,8+13) = 14,3 МВАр.
Из приведенного баланса реактивных мощностей находится мощность компенсирующих устройств:
Qку Qм+Qс- Qс - Qг.
Для первого варианта графа:
Qку =Qм+Qс - Qс - Qг = 159,93+35,765 - 12,375 - 156,44 = 26,88 МВАр.
Для второго варианта графа:
Qку =Qм+Qс - Qс - Qг = 159,93+35,765 - 14,3 - 156,44 = 24,95 МВАр
Компенсирующие устройства распределяются по равенству средних значений коэффициентов мощности на подстанциях:
Для первого варианта графа:
cosс КУ = 0,89
Для второго варианта графа:
cosс КУ = 0,89
Мощность компенсирующих устройств на каждой подстанции:
Qкуi=Pмi(tgi - tgc,ку),
где Рмi - максимальное значение активной мощности потребителей i-ой подстанции;
i - угол сдвига фаз i-ой подстанции, соответствующий коэффициенту мощности i-го узла нагрузки в максимальном режиме.
cos1=0.84 tg1=0.65
cos2=0.87 tg2=0.57
cos3=0.80 tg3=0.75
cos4=0.82 tg4=0.70
cos5=0.91 tg5=0.46
Для первого варианта графа:
Qку1=42*(0,65 - 0,5) = 6,3 МВАр
Qку2=61,77*(0,57 - 0,5) = 4,324 МВАр
Qку3=39,2*(0,75 - 0,5) = 9,8 МВАр
Qку4=51,66*(0,70 - 0,5) = 10,332 МВАр
Qку5=70,98*(0,46 - 0,5) = -2,839 МВАр
Для второго варианта графа:
Qку1=42*(0,65 - 0,51) = 5,88 МВАр
Qку2=61,77*(0,57 - 0,51) = 3,706 МВАр
Qку3=39,2*(0,75 - 0,51) = 9,408 МВАр
Qку4=51,66*(0,70 - 0,51) = 9,815 МВАр
Qку5=70,98*(0,46 - 0,51) = 3,549 МВАр
Установка компенсирующих устройств условно принимается на шинах низшего напряжения трансформаторных напряжений. Выбор типа компенсирующих устройств выполним после выбора числа и типа силовых трансформаторов районной ПС.
1.6 Выбор марки и площади сечения провода линий электропередачи
Выбор сечений ЛЭП произведем по условию нагрева и потери электроэнергии на корону.
Для расчета потери электроэнергии по методу наибольших потерь необходим расчет времени использования максимальной активной мощности на ЛЭП Тма.
Исходные данные:
Тма1=6800ч; Тма2=5700ч; Тма3=6400ч; Тма4=5600ч; Тма5=4850ч
Для первого варианта:
ТмаВ4= Тма4=5600 ч.
ТмаВ5= Тма5=4850 ч.
ТмаА1= Тма21 = Тма1= 6800 ч.
Для второго варианта:
ТмаА1= Тма1=6800 ч.
ТмаА3= Тма3=6400 ч.
ТмаВ5= Тма45 = Тма5= 4850 ч.
ТмаВ2= Тма2=5700 ч.
Найдем Iмij - ток основного режима максимальных нагрузок линии.
;
где Рij - активная мощность линии, МВт;
Uном - номинальное напряжение сети.
Для первого графа:
Остальные значения находим аналогично и занесем их в таблицу 1.6.
Таблица 1.6.
ЛЭП между пунктами |
Рij,МВт |
Uном ,кВ |
Iмij, А |
|
Вариант 1 |
||||
А-1 |
38,95 |
110 |
229,7 |
|
А-3 |
40,73 |
110 |
240,2 |
|
2-1 |
3,05 |
110 |
18 |
|
3-2 |
1,53 |
110 |
9 |
|
В-2 |
63,29 |
110 |
186,6 |
|
В-4 |
51,66 |
110 |
152,3 |
|
В-5 |
70,98 |
110 |
209,3 |
|
Вариант 2 |
||||
А-1 |
42 |
150 |
90,8 |
|
А-3 |
39,2 |
150 |
84,7 |
|
2-А |
1,52 |
150 |
3,3 |
|
В-2 |
63,29 |
150 |
136,8 |
|
В-4 |
63,6 |
150 |
275 |
|
В-5 |
59,04 |
150 |
255,3 |
|
4-5 |
11,94 |
150 |
51,6 |
Выбор сечений проводов ЛЭП по условию нагрева
Для выбора сечения проводов ЛЭП по нагреву используется значение максимального тока утяжеленного режима (таблица 1.7):
где Рутij - активная мощность в утяжеленном режиме, МВт.
Рассчитаем токи утяжеленного режима.
Первый вариант:
Линия A-1:
Линия A-3:
Линия В-2:
Линия В-4:
Линия В-5:
Линия 1-2 (обрыв А-1):
Линия 3-2 (обрыв А-1):
Для второго варианта расчет токов утяжеленного режима проводим аналогично, запишем их значение в таблицу 1.7.
По таблице 1.3.29 [2] выбираем стандартное сечение при IутIдд для проводов марки АС (вне помещений).
Таблица 1.7
ЛЭП между пунктами |
Iмij, А |
Iдд, А |
Марка и площадь сечения провода |
|
Вариант 1 |
||||
А-1 |
469,9 |
510 |
АС 185/29 |
|
А-3 |
469,9 |
510 |
АС 185/29 |
|
2-1 |
247,7 |
265 |
АС 70/11 |
|
3-2 |
238,7 |
265 |
АС 70/11 |
|
В-2 |
373,2 |
390 |
АС 120/19 |
|
В-4 |
304,6 |
330 |
АС 95/16 |
|
В-5 |
418,6 |
450 |
АС 150/24 |
|
Вариант 2 |
||||
А-1 |
181,6 |
210 |
АС 50/8 |
|
А-3 |
169,4 |
175 |
АС 35/6,2 |
|
2-А |
6,6 |
84 |
АС 10/1,8 |
|
В-2 |
273,6 |
330 |
АС 95/16 |
|
В-4 |
530,4 |
605 |
АС 240/32 |
|
В-5 |
530,4 |
605 |
АС 240/32 |
|
4-5 |
307 |
330 |
АС 95/16 |
Выбор сечений проводов ЛЭП по условию потерь на корону.
По условию потери энергии на корону площадь сечения проводов должны быть не менее минимально допустимых значений, установленных правилами [2] для ЛЭП разных напряжений: 110 кВ и 150 кВ - АС 120/19.
При выборе марок проводов на сооружаемых линиях напряжением 110 кВ и выше применяются сталеалюминиевые провода. Для сталеалюминиевых проводов рекомендуются следующие области применения:
Пермьэнерго: район по гололеду III. Нормативная толщина стенки гололеда 15 с повторяемостью 1 раз в 10 лет . При площади сечения до 185 - А:С=6,0..6,25, при площади сечения больше 240 - А:С=7,71..8,04.
Таблица 1.8.
ЛЭП между пунктами |
Сечение по нагреву, мм2 |
Сечение по потерям на корону, мм2 |
Конечный выбор проводов, мм2 |
|
Вариант графа первый |
||||
А-1 |
АС 185/29 |
АС 120/19 |
АС 185/29 |
|
А-3 |
АС 185/29 |
АС 120/19 |
АС 185/29 |
|
2-1 |
АС 70/11 |
АС 120/19 |
АС 120/19 |
|
3-2 |
АС 70/11 |
АС 120/19 |
АС 120/19 |
|
В-2 |
АС 120/19 |
АС 120/19 |
АС 120/19 |
|
В-4 |
АС 95/16 |
АС 120/19 |
АС 120/19 |
|
В-5 |
АС 150/24 |
АС 120/19 |
АС 150/24 |
|
Вариант графа второй |
||||
А-1 |
АС 50/8 |
АС 120/19 |
АС 120/19 |
|
А-3 |
АС 35/6,2 |
АС 120/19 |
АС 120/19 |
|
2-А |
АС 10/1,8 |
АС 120/19 |
АС 120/19 |
|
В-2 |
АС 95/16 |
АС 120/19 |
АС 120/19 |
|
В-4 |
АС 240/32 |
АС 120/19 |
АС 240/32 |
|
В-5 |
АС 240/32 |
АС 120/19 |
АС 240/32 |
|
4-5 |
АС 95/16 |
АС 120/19 |
АС 120/19 |
1.7 Выбор номинальной мощности трансформаторов районных понизительных подстанций
Так как во всех пунктах питания есть электроприемники первой и второй категории, то на районных подстанциях требуется устанавливать не менее двух трансформаторов.
Устанавливаемые на районных подстанциях двухобмоточные трансформаторы должны иметь встроенные устройства регулирования напряжения под нагрузкой (РПН).
Номинальная мощность трансформатора выбирается из условия обеспечения нормального режима его работы с учетом перегрузочной способности. Коэффициенты аварийной перегрузки силовых трансформаторов даны в исходных данных.
Формулы, необходимые для нахождения мощности и коэффициента загрузки трансформаторов:
; ;
Расчет номинальной мощности трансформаторов для первого графа:
МВА ; (ТHДН-25000/110)
МВА; (ТРДН-40000/110)
МВА ; (ТРДН-25000/110)
МВА ; (ТРДН-40000/110)
МВА ; (ТРДЦН-63000/110)
=0,94; =0,87;
=0,88; =0,72;
=0,63
Для второго варианта графа результаты расчета будут аналогичны, следовательно трансформаторы берутся такие же.
ПС |
Состав приемников электроэнергии. |
Коэф. Аварийной перегрузки |
P, МВт |
Sтiрасч, МВА |
Sтном, МВА |
Трансформатор |
Кз |
|||
1 |
2 |
3 |
||||||||
Первый вариант графа |
||||||||||
1 |
3 |
75 |
22 |
1,5 |
42 |
24,54 |
25 |
ТРДН-25000/110 |
0,94 |
|
2 |
9 |
69 |
22 |
1,6 |
61,77 |
33,83 |
40 |
ТРДН-40000/110 |
0,87 |
|
3 |
3 |
64 |
33 |
1,3 |
39,2 |
22,7 |
25 |
ТРДН-25000/110 |
0,88 |
|
4 |
8 |
65 |
27 |
1,3 |
51,66 |
32,59 |
40 |
ТРДН-40000/110 |
0,72 |
|
5 |
8 |
69 |
23 |
1,1 |
70,98 |
57,77 |
63 |
ТРДЦН-63000/110 |
0,63 |
|
Второй вариант графа |
||||||||||
1 |
3 |
75 |
22 |
1,5 |
42 |
24,54 |
32 |
ТРДН-32000/150 |
0,74 |
|
2 |
9 |
69 |
22 |
1,6 |
61,77 |
33,83 |
63 |
ТРДН-63000/150 |
0,55 |
|
3 |
3 |
64 |
33 |
1,3 |
39,2 |
22,7 |
32 |
ТРДН-32000/150 |
0,69 |
|
4 |
8 |
65 |
27 |
1,3 |
51,66 |
32,59 |
63 |
ТРДН-63000/150 |
0,46 |
|
5 |
8 |
69 |
23 |
1,1 |
70,98 |
57,77 |
63 |
ТРДН-63000/150 |
0,63 |
1.8 Основные технико-экономические показатели проектируемой сети
Технико-экономические показатели складываются из инвестиций (капиталовложений) и текущих расходов, необходимых для эксплуатации электрической сети.
Капитальные вложения на сооружение ЛЭП определяются по формуле:
где n - число воздушных линий электропередачи сетевого района ;
Kу,лi - удельная стоимость 1 км линий ЛЭП с учетом климатических условий, тыс. р./км;
km=1,1 территориальный поясной (укрупненный зональный) коэффициент.
Район по гололеду - III
Стоимость сооружений воздушных линий:
Железобетонные одноцепные на 110 кВ :
АС 120/19 - 720,5 тыс. руб.
АС 185/29 - 759 тыс. руб.
Железобетонные двухцепные на 110 кВ :
АС 120/19 - 995,5 тыс. руб.
АС 150/24 - 1221 тыс. руб.
Железобетонные одноцепные на 150 кВ :
АС 120/19 - 814 тыс. руб.
АС 240/32 - 863,5 тыс. руб.
Железобетонные двухцепные на 150 кВ :
АС 120/19 - 1177 тыс. руб.
Для первого варианта графа:
Для второго варианта графа:
Капитальные вложения на сооружение ПС подсчитываются по формуле:
Расчетная стоимость трансформаторов напряжением 110 кВ с РПН:
63 МВА - 7480 тыс. руб.
40 МВА - 5995 тыс. руб.
25 МВА - 4620 тыс. руб.
Расчетная стоимость трансформаторов напряжением 150 кВ с РПН:
63 МВА - 6875 тыс. руб.
32 МВА - 5500 тыс. руб.
Расчетная стоимость ячейки ОРУ 110 кВ - 2310 тыс. руб.
Расчетная стоимость ячейки ОРУ 150 кВ - 3850 тыс. руб.
Для первого варианта:
Для второго варианта:
Ежегодные эксплуатационные расходы на электрическую сеть состоят из амортизационных отчислений Са, отчислений на обслуживание Со и возмещение стоимости потерь электроэнергии в элементах сети Сп.
С=Са+Со+Сп
Амортизационные отчисления предназначены для проведения капитальных ремонтов электрооборудования и восстановления его первоначальной стоимости. Они определяются суммой отчислений от капитальных вложений по группам однотипного оборудования. Если принять, что капитальные вложения в электрическую сеть используется в течение одного года, то амортизационные отчисления могут быть определены по формуле:
Где ,- нормы амортизационных отчислений на воздушных ЛЭП, трансформаторные подстанции [1, с. 315.].
;
Отчисления на обслуживание идут на покрытие расходов, связанных с текущим ремонтом, зарплатой обслуживаемого персонала и другими расходами. Отчисления на обслуживание допускается определять по норме отчислений от капиталовложений:
Где ,- нормы отчислений на ЛЭП, трансформаторные подстанции [1, с. 315.].
;
Для первого варианта:
Для второго варианта:
Потери мощности в элементах электрической сети увеличивают максимум нагрузки, вызывают необходимость в дополнительной выработке электроэнергии. Это связано с вводом дополнительных генерирующих мощностей, с расширением топливной базы. Поэтому оценка стоимости потерь производится по приведенным затратам, отнесенным на 1кВтч потерь электроэнергии в зависимости от времени максимальных потерь и с учетом их попадания в максимум нагрузки энергосистем . Значение берется в соответствии с заданием =0,94.
Для определения размеров отчисления на возмущение стоимости потерь СП необходимо знать потери электроэнергии в элементах электрической энергии в элементах сети. Следует подразделять потери электрической энергии на переменные и постоянные. К переменным потерям следует отнести потери в активных сопротивлениях проводов ЛЭП и обмоток силовых трансформаторов. К постоянным потерям - потери в магнитопроводе трансформаторов, на корону в ЛЭП. Переменные потери электроэнергии допускается определить по времени максимальных потерь. Постоянные потери электроэнергии определяются по времени работы оборудования в году ТГ.
Суммарные потери электроэнергии могут быть рассчитаны по формуле:
Где - суммарные потери мощности в элементах сети, зависящие и не зависящие от нагрузки.
- время наибольших потерь, ч , рассчитываемое по формуле:
Результаты расчета потери электроэнергии в ЛЭП запишем в таблицу 1.8.
Для расчета стоимости потерь электроэнергии определяем по графикам удельные затраты на возмещение потерь электроэнергии Зэ'(зависящие от нагрузки - по значениям / ) и Зэ''(не зависящие от нагрузки - по значению Тг), учитывая принадлежность сетевого района к объединенной энергетической системе.
Рассчитаем потери электроэнергии зависящие от погодных условий
Потери на корону:
Для 110жб/2-1*120 удельные потери электроэнергии на корону равны 1,25 тыс.кВт ч/км в год
Для 110жб-1*120 удельные потери электроэнергии на корону равны 1,15 тыс.кВт ч/км в год
Для 154/2-1*185 удельные потери электроэнергии на корону равны 7,1 тыс.кВт ч/км в год
Для 154-1*185 удельные потери электроэнергии на корону равны 4,9 тыс.кВт ч/км в год
Для 110 /2-1*150 удельные потери электроэнергии на корону будет равны
тыс.кВт ч/км в год
Для 110-1*185 удельные потери электроэнергии на корону будет равны
тыс.кВт ч/км в год
Для 154 /2-1*120 удельные потери электроэнергии на корону будет равны
тыс.кВт ч/км в год
Для 154-1*120 удельные потери электроэнергии на корону будет равны
тыс.кВт ч/км в год
Для 154-1*240 удельные потери электроэнергии на корону будет равны
тыс.кВт ч/км в год
Потери электроэнергии от токов утечки при напряжении 110 кВ равны 1,68 тыс.кВт ч/км в год;
Потери электроэнергии от токов утечки при напряжении 154 кВ равны 1,93 тыс.кВт ч/км в год;
Удельный расход электроэнергии на плавку гололеда:
1*240 - 0,056 тыс.кВт ч/км в год
1*185 - 0,051 тыс.кВт ч/км в год
1*150 - 0,053 тыс.кВт ч/км в год
1*120 - 0,046 тыс.кВт ч/км в год
Потери электроэнергии зависящие от погодных условий :
Для первого варианта:
W= (1,15+1,68+0,046)(42,2+49,6)+(0,75+1,68+0,051)(42,2+35,3)+
+(1,25+1,68*2+0,046*2)(33,8+41)+46,8(1+2*1,68+2*0,053) = 1017 МВт*ч
Для второго варианта графа:
W=(10,95+2*1,93+2*0,046)(42,2+35,3+73,8+33,8)+
+(3,78+1,93+0,056)(41+46,8)+13(7,55+1,68+0,046) = 3385 МВт*ч
Для первого варианта:
Зэ''=1,25 тогда суммарные затраты на потери электроэнергии будут равны
1017*1,25 =1271 тыс. руб.
Для второго варианта графа:
Зэ''=1,25 тогда суммарные затраты на потери электроэнергии будут равны
3385*1,25 = 4231 тыс. руб
Значениенаходим по формуле:
и запишем результаты расчета потерь электроэнергии в таблицу 1.8:
Таблица 1.8. Нагрузочные потери электроэнергии в ЛЭП проектируемой сети
ЛЭП |
Марка провода |
Ток основного режима |
r0 Ом/км |
Rл Ом/км |
Тм.а., ч |
Потери электроэнергии МВт*ч |
Удельные затраты р/(кВт*ч) |
Суммарные, тыс. р/год |
||
Первый вариант графа |
||||||||||
А-1 |
АС 185/29 |
229,7 |
0,162 |
6,836 |
6800 |
5563 |
6019,4 |
1,25 |
7524,3 |
|
А-3 |
АС 185/29 |
240,2 |
0,162 |
5,719 |
6415 |
5133 |
5081,1 |
1,25 |
6351,4 |
|
2-1 |
АС 120/19 |
18 |
0,249 |
10,508 |
6800 |
5563 |
56,8 |
1,25 |
71 |
|
3-2 |
АС 120/19 |
9 |
0,249 |
12,350 |
5726 |
4251 |
12,8 |
1,28 |
16,3 |
|
В-2 |
АС 120/19 |
186,6 |
0,249 |
4,208 |
5726 |
4251 |
7474,2 |
1,28 |
9567 |
|
В-4 |
АС 120/19 |
152,3 |
0,249 |
5,104 |
5600 |
4098 |
5821,8 |
1,29 |
7510,1 |
|
В-5 |
АС 150/24 |
209,3 |
0,198 |
4,633 |
4850 |
3249 |
7912,8 |
1,32 |
10444,9 |
|
Всего: |
32379 |
41485 |
||||||||
Второй вариант графа |
||||||||||
А-1 |
АС 120/19 |
90,8 |
0,249 |
5,254 |
6800 |
5563 |
2891,6 |
1,25 |
3614,5 |
|
А-3 |
АС 120/19 |
84,7 |
0,249 |
4,395 |
6400 |
5113 |
1934,6 |
1,25 |
2418,2 |
|
2-А |
АС 120/19 |
3,3 |
0,249 |
9,188 |
6607 |
5394 |
6,4 |
1,25 |
8 |
|
В-2 |
АС 120/19 |
136,8 |
0,249 |
4,208 |
5700 |
4219 |
3987 |
1,28 |
5103,4 |
|
В-4 |
АС 240/32 |
275 |
0,121 |
4,961 |
5459 |
3931 |
4424,5 |
1,30 |
5751,8 |
|
В-5 |
АС 240/32 |
255,3 |
0,121 |
5,663 |
4850 |
3249 |
3597,6 |
1,32 |
4748,9 |
|
4-5 |
АС 120/19 |
51,6 |
0,249 |
3,237 |
4850 |
3249 |
84 |
1,32 |
110 |
|
Всего: |
16926 |
21755 |
Условно-постоянные потери электроэнергии МВт*ч, в силовых трансформаторах проектируемой сети найдем по формуле :
и запишем результаты в таблицу 1.9.:
ПС |
Тип трансформатора |
Число трансформаторов |
ДPxx МВт*ч |
Потери электроэнергии МВт*ч |
Удельные затраты р/(кВт*ч) |
Суммарные, тыс. р/год |
|
Вариант 1 |
|||||||
1 |
ТРДН-25000/110 |
2 |
0,027 |
236,5 |
1,25 |
295,6 |
|
2 |
ТРДН-40000/110 |
2 |
0,036 |
630,7 |
1,25 |
788,4 |
|
3 |
ТРДН-25000/110 |
2 |
0,027 |
236,5 |
1,25 |
295,6 |
|
4 |
ТРДН-40000/110 |
2 |
0,036 |
630,7 |
1,25 |
788,4 |
|
5 |
ТРДЦН-63000/110 |
2 |
0,059 |
1033,7 |
1,25 |
1292 |
|
Всего: |
2768 |
3460 |
|||||
Вариант 2 |
|||||||
1 |
ТРДН-32000/150 |
2 |
0,035 |
613,2 |
1,25 |
766,5 |
|
2 |
ТРДН-63000/150 |
2 |
0,059 |
1033,7 |
1,25 |
1292 |
|
3 |
ТРДН-32000/150 |
2 |
0,035 |
613,2 |
1,25 |
766,5 |
|
4 |
ТРДН-63000/150 |
2 |
0,059 |
1033,7 |
1,25 |
1292 |
|
5 |
ТРДН-63000/150 |
2 |
0,059 |
1033,7 |
1,25 |
1292 |
|
Всего: |
4327 |
5409 |
Потери в обмотках трансформаторов:
Потери в обмотках трансформаторов сведем в таблицу 1.10.:
Таблица 1.10.Потери в обмотках трансформатора.
ПС |
Тип трансформатора |
Число трансформаторов |
Кз |
ДPк МВт*ч |
Потери электроэнергии МВт*ч |
Удельные затраты р/(кВт*ч) |
Суммарные, тыс. р/год |
||
Вариант 1 |
|||||||||
1 |
ТРДН-25000/110 |
2 |
0,94 |
0,120 |
5563 |
294,9 |
1,25 |
368,7 |
|
2 |
ТРДН-40000/110 |
2 |
0,87 |
0,172 |
4219 |
274,6 |
1,28 |
351,5 |
|
3 |
ТРДН-25000/110 |
2 |
0,88 |
0,120 |
5113 |
196,3 |
1,25 |
245,4 |
|
4 |
ТРДН-40000/110 |
2 |
0,72 |
0,172 |
4098 |
182,7 |
1,29 |
235,7 |
|
5 |
ТРДЦН-63000/110 |
2 |
0,63 |
0,260 |
3249 |
167,6 |
1,32 |
221,3 |
|
Всего: |
1116 |
1422 |
|||||||
Вариант 2 |
|||||||||
1 |
ТРДН-32000/150 |
2 |
0,74 |
0,145 |
5563 |
220,8 |
1,25 |
276,1 |
|
2 |
ТРДН-63000/150 |
2 |
0,55 |
0,235 |
4219 |
150 |
1,28 |
191,9 |
|
3 |
ТРДН-32000/150 |
2 |
0,69 |
0,145 |
5113 |
255,8 |
1,25 |
319,7 |
|
4 |
ТРДН-63000/150 |
2 |
0,46 |
0,235 |
4098 |
101,9 |
1,29 |
131,4 |
|
5 |
ТРДН-63000/150 |
2 |
0,63 |
0,235 |
3249 |
151,5 |
1,32 |
200 |
|
Всего: |
880 |
1119 |
Суммарные потери электроэнергии для первого графа:
МВт*ч
Суммарные потери электроэнергии для второго графа:
МВт*ч
Сумма отчислений на возмещение стоимости потерь электроэнергии первого графа:
тыс. руб
Сумма отчислений на возмещение стоимости потерь электроэнергии второго графа:
тыс. руб
1.9 Выбор графа, схемы и номинального напряжения проектируемой электрической сети
На основе полученных капитальных вложений и ежегодных эксплуатационных расходов рассчитываются приведенные (расчетные) затраты для каждого из намеченных вариантов электрической сети по формуле:
где и капитальные (единовременные) вложения и ежегодные (текущие) затраты -го варианта электрической сети.
тыс.руб.
тыс.руб.
Таблица 1.11. Капитальные вложения электрической сети, тыс. р.
Вариант |
Капитальные вложения, тыс.руб. на сооружение |
||||
ЛЭП |
ячеек ВН |
трансформаторов |
сети |
||
1 |
282228 |
81312 |
54934 |
418474 |
|
2 |
334686 |
139755 |
69575 |
544016 |
Таблица 1.12. Амортизационные отчисления и затраты на обслуживание элементов электрической сети, тыс. р./год
Вариант |
Ежегодные эксплуатационные затраты, тыс.руб./г.на сооружение |
||||
ЛЭП |
ячейки ВН |
трансформатор |
сети |
||
1 |
7902 |
7643 |
5164 |
20709 |
|
2 |
9371 |
13137 |
6540 |
29048 |
Таблица 1.13. Расчетные затраты проектируемой электрической сети
Вариант |
Годовые потери эл. энергии, МВт·ч |
Стоимость потерь электроэнергии, тыс.р |
Капитальные вложения сети, т... |
Подобные документы
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 23.06.2011Баланс 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 18.07.2014Разработка 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 16.03.2012Выбор 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 27.12.2013Особенности выбора рациональной схемы и номинального напряжения сети. Анализ технико-экономических показателей районной сети. Значение напряжения в узловых точках в максимальном режиме, его регулирование в электрической сети в послеаварийном режиме.
курсовая работа [568,3 K], добавлен 20.06.2010Выбор 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 24.01.2016Генерация 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 04.06.2021Определение параметров элементов электрической сети и составление схем замещения, на основе которых ведётся расчёт режимов сети. Расчёт приближенного потокораспределения. Выбор номинального напряжения участков электрической сети. Выбор оборудования.
курсовая работа [1,2 M], добавлен 14.06.2010Выбор 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 04.10.2015Составление 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 04.12.2012Баланс мощности в проектируемой сети, методика расчета мощности компенсирующих устройств. Приведенные затраты электрической сети. Регулирование напряжения. Технико-экономические показатели проектируемой сети. Компоновка Жигулевской гидроэлектростанции.
дипломная работа [935,9 K], добавлен 18.07.2014Характеристика 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 13.04.2012Выбор 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 20.10.2014Разработка конфигураций электрических сетей. Расчет электрической сети схемы. Определение параметров для линии 10 кВ. Расчет мощности и потерь напряжения на участках сети при аварийном режиме. Точка потокораздела при минимальных нагрузках сети.
курсовая работа [1,0 M], добавлен 14.04.2011Потребление и покрытие потребности в активной мощности. Выбор схемы, номинального напряжения и основного электрооборудования линий и подстанций сети. Уточненный баланс реактивной мощности. Расчет основных режимов работы сети и определение их параметров.
курсовая работа [2,4 M], добавлен 16.01.2014Анализ различных вариантов развития сети. Выбор номинального напряжения сети, определение сечения линий электропередачи, выбор трансформаторов на понижающих подстанциях. Расчет установившихся режимов сети для двух наиболее экономичных вариантов развития.
дипломная работа [1,1 M], добавлен 20.08.2014Выбор конфигурации районной электрической сети, номинального напряжения, трансформаторов для каждого потребителя. Расчет потокораспределения, определение тока короткого замыкания на шинах низшего напряжения подстанции. Выбор сечения проводников.
курсовая работа [1,6 M], добавлен 07.08.2013Составление балансов активных и реактивных мощностей. Выбор числа и мощности силовых трансформаторов, сечений проводников. Конструктивное исполнение электрической сети. Расчет максимального и послеаварийного режимов. Регулирование напряжения в сети.
курсовая работа [242,4 K], добавлен 17.06.2015Разработка 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 19.12.2014Потребление 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