Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

Иркутский государственный аграрный университет имени А.А. Ежевского

Энергетический факультет

Кафедра электроснабжения и электротехники

КУРСОВОЙ ПРОЕКТ

на тему:

Проектирование электропитающей сети

По курсу «Электропитающие системы и электрические сети»

Монгуш А.Л.

Иркутск 2019

СОДЕРЖАНИЕ

• ВВЕДЕНИЕ
• ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ
• 1. РАЗРАБОТКА ВАРИАНТОВ СХЕМ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ
• 1.1 Краткая природно-климатическая характеристика района
• 1.2 Топографичекая схема
• 2. ВЫБОР НАПРЯЖЕНИЯ ЭЛЕКТРОПИТАЮЩЕЙ СЕТИ
• 3.ВЫБОР СЕЧЕНИЙ ПРОВОДОВ ЛИНИЙ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ
• 3.1 Расчёты токов в сети
• 3.2 Выбор сечения проводов
• 4. ВЫБОР ТРАНСФОРМАТОРОВ И ТИПОВ ПОДСТАНЦИЙ
• 4.1 Выбор трансформаторов
• 4.2 Выбор типов подстанций
• 5. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ СОПОСТАВЛЕНИЕ ВАРИАНТОВ
• 5.1 Капиталовложение в линии электропередачи
• 5.2 Капиталовложение в подстанционное оборудование
• 5.3 Годовые издержки производства
• 6. РАСЧЁТЫ И АНАЛИЗ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ РЕЖИМОВ СЕТИ
• 6.1 Расчёт потерь активной и реактивной мощности в трансформаторах
• 6.2 Расчёт потокораспределения в электропитающей сети
• 6.3 Расчёт потерь мощности в электропитающей сети
• 6.4 Расчёт потерь напряжения в электропитающей системе
• 7. ВЫБОР СРЕДСТВ РЕГУЛИРОВАНИЯ НАПРЯЖЕНИЯ
• 7.1 Регулирование коэффициента трансформации на трансформаторах
• 8. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ
• 9. ВЫБОР ОСНОВНОГО ОБОРУДОВАНИЯ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ УСТРОЙСТВ ПОДСТАНЦИЙ
• 10. ВЫБОР ЗАЗЕМЛЕНИЯ И МОЛНИЕЗАЩИТЫ ПОДСТАНЦИИ
• ЗАКЛЮЧЕНИЕ
• СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

ВВЕДЕНИЕ

Современные энергетические системы состоят из сотен связанных между собой элементов, влияющих друг на друга. Однако проектирование всей системы от электростанций до потребителей с учетом особенностей элементов с одновременным решением множества вопросов (выбора ступеней напряжения, схем станций, релейной защиты и автоматики, регулирования режимов работы системы, перенапряжений) нереально. Поэтому общую глобальную задачу необходимо разбить на локальные задачи, которые сводятся к проектированию отдельных элементов системы: частей электрических сетей. В зависимости от их назначения (районных, промышленных, городских, сельских); релейной защиты и системной автоматики и т. д. Однако проектирование должно проводиться с учетом основных условий совместной работы элементов, влияющих на данную проектируемую часть системы.

Намеченные проектные варианты должны удовлетворять следующим требованиям: надежности, экономичности; удобства эксплуатации; качества энергии и возможности дальнейшего развития.

Курсовое проектирование должно способствовать закреплению, углублению и обобщению знаний, полученных студентами. По данной и смежным дисциплинам на лекциях, практических занятиях, в лабораториях и на производственной практике, воспитанию навыков самостоятельной творческой работы, ведения инженерных расчетов и технико-экономического анализа. напряжение заземление ток сеть

В ходе курсового проектирования приобретаются навыки пользования справочной литературой, ГОСТами, едиными нормами и укрупненными показателями, таблицами, номограммами.

Цель курсового проектирования является систематизация и расширение теоретических знаний, углубленное изучение проблем электрических систем и сетей, овладение навыками самостоятельного решения инженерных задач по профилирующей специальности.

В задачу курсового проектирования входит изучение практических инженерных методов решения. Комплексных вопросов сооружения линий электропередач, подстанций и других элементов электрических сетей и систем, а также дальнейшее развитие расчетно-графических навыков, необходимых для проектной работы. В процессе проектирования применяются знания, полученные при изучении курса «Электрические системы и сети» и смежных дисциплин. Необходимо решать задачи, не имеющие однозначного решения, оценивать ряд факторов и самостоятельно отвечать на вопросы.

Особенность проектирования электрических систем и сетей заключается в тесной взаимосвязи технических и экономических расчетов.

ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ

Для выполнения курсового проекта заданы следующие исходные данные для варианта №7:

Таблица 1.1 - Координаты узлов нагрузок (x; y)

Номер варианта	Координаты электроприёмников, мм ( М 1:500000)
	А	Б	В	Г	Д
7	(-35;-10)	(-25;60)	(10;65)	(60;70)	(55;50)

ИП (источник питания): 0, 0. Масштаб- 1: 500000.

Источник питания представляет собой районную понизительную подстанцию с шинами 110, 35, 10 кВ. Максимальные уровни напряжения ИП равны 1,1 . Два трансформатора по 40 МВА. Параметры питающей системы для расчетов токов К.З.: МВА, Ом

Таблица 1.2 - Мощность электропотребления центров нагрузки, МВт

Номер варианта	Мощность нагрузок, РН (пятилетней перспективой роста) в узлах
	А	Б	В	Г	Д
7	4,875	1,739	2,163	4,915	2,144

Таблица 1.3 - Характеристики потребителей в узлах нагрузки

Пункты, i	Коэффициент мощности, cos?нi	Потребители 1 категории, % от Рi	Потребители 2 категории, % от Рi	Потребители 3 категории, % от Рi	Число часов использования максимума нагрузки Тмаксi,ч
А	0,95	5	10	85	4000
Б	0,92	5	15	80	5600
В	0,93	5	20	75	4700
Г	0,96	0	20	80	2900
Д	0,90	10	25	65	5100

Таблица 1.4 - Характеристики групп потребителей и их удельный вес в объёме потребления ЭЭ в узлах нагрузки

Характеристики групп потребителей и их удельный вес в объёме потребления электроэнергии в узлах нагрузки (вариант"7")
Наименование потребителей	Тариф, руб./кВт*ч	Удельный ущерб от недоотпуска электроэнергии, руб./кВт*ч	Пункты	Процент потребителей
1.Население	0,777	10	А	40
			Б	60
			В	75
			Г	90
			Д	65
2. Сельхозпроизводство	2,35	20	А	30
			Б	20
			В	15
			Г	10
			Д	15
3. Промышленные потребители (до 750 кВА)	3,20	30	А	30
			Б	20
			В	10
			Г	0
			Д	20

Вид грунта в районе сооружения подстанций - Чернозем

1. РАЗРАБОТКА ВАРИАНТОВ СХЕМ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ

1.1 Краткая природно-климатическая характеристика района.

Учёт природно-климатическая характеристика является обязательным условием при проектировании электроэнергетических объектов, поскольку эти характеристики в значительной степени влияют на вид и стоимость сооружаемых установок.

Климат Иркутской области, расположенной в центре материка, резко континентальный и характеризуется холодной зимой и теплым летом. Средняя температура в зимний период в среднем -25.°С - -30.°С, в летнее время +22.°С - +27.°С. Отопительный сезон в южной части длиться с 15 сентября по 15 мая.

Господствующие ветры - северо-западный и юго-восточный. Сила ветра до 10-15 м/с. Редко бывают штормовые ветра со скорость не более 25 м/с.

Среднегодовое количество осадков 400 мм. Колебание по годам от 200 до 800 мм в равнинной местности. Снежный покров к концу зимы достигает 40 см (+-5см от части Иркутской области). На протяжение 5 лет (с 2010 по 2015г.г.) среднегодовое кол-во осадков уменьшилось и зимы стали теплее на 5°С.

Грозовая деятельность незначительная, основной период гроз - июнь-август.

Нормативная толщина стенки гололёда для высоты 10-15 м равна 10-15 мм (II зона по гололёду).

1.2 Топографическая схема

Схема электрической сети определяется топографическим расположением источника питания и узлов нагрузки, а также категорийностью потребителей соответствующих узлов нагрузки.

Все схемы (включая топографическую) представлены на чертежах (рис. 1), приложенных к данному к курсовому проекту.

2. ВЫБОР НАПРЯЖЕНИЯ ЭЛЕКТРОПИТАЮЩЕЙ СЕТИ

Выбор рациональной ступени напряжения является важным этапом проектирования сети. В соответствие с имеющимися системами шин источника питания, сеть может быть выполнена на напряжение 110, 35 или 10кВ. Используя формулы (3.1 и 3.2)

, (2.1)

где - наиболее экономичный класс напряжения электрической сети, кВ;

- расстояние, на которую передаётся заданная мощность, км; (п.2.2)

- передаваемая мощность, МВт. (Табл. 1.2).

, (2.2)

где - рациональное напряжение сети (если < 60 МВт, а < 250 км), кВ.

Определим экономические рациональные ступени напряжения для принятых вариантов схем сети.

Таблица 3.1 - Значения предпочтительных напряжений в вариантах схемы сети

Номер варианта схемы	Линия электропередачи	Формула
		(1.1)	(1.2)
№1	ИП-А	42,9	42,48
	ИП-Б	26,24	34,5
	ИП-В-Г	46,02	57,14
	ИП-Д	30	34,1
№2	ИП-А-Б	47,04	55,84
	ИП-В-Д-Г	60,34	72,82
№3	ИП-Б-А-ИП	47,1	56,24
	ИП-В-Г-Д-ИП	60,28	71,15

Из данной таблицы следует, что вычисленные уровни предпочтительных напряжений ближе к номинальной ступени напряжения 35 кВ во всех трех вариантах. По этой причине за номинальное напряжение сети принимается 35 кВ.

3. ВЫБОР СЕЧЕНИЙ ПРОВОДОВ ЛИНИЙ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ

Сечение проводов выбирается из условия наименьших приведённых затрат в строительство и эксплуатацию ЛЭП. Каждому стандартному сечению проводников соответствует определённый диапазон значений расчётного тока линии, при котором использование этого сечения обеспечивает минимум приведённых затрат.

Экономическое сечение провода выбирается по загрузке ЛЭП в режиме максимальной нагрузки потребителей. Значение максимальных длительных токов линий определяется на основе электрического расчёта рассматриваемой сети по длинам линии с учётом числа параллельных цепей.

3.1 Расчёты токов в сети

Для определения токов, проходящих по участкам сети, исходят из прогнозируемых нагрузок по активной мощности и предварительно не учитывают потери мощности в сети.

Токи нагрузки в узлах электропотребления определяются по формуле

, (3.1)

где - номинальный ток, А;

- номинальная мощность, кВт; (Табл. 1.2)

- номинальное напряжение, кВ; ()

- коэффициент полезной номинальной мощности. (Табл. 1.2)

Определяются токи в сети по каждому варианту

Схема №1:

Схема №2:

Схема №3.

Расчёт токов в магистрально-кольцевой схеме несколько сложнее, чем в радиальной. Поэтому, при расчёте этой схеме используются формула (3.2) соответственно

, (3.2)

где - порядковый номер нагрузки;

- длина участков линии между соответствующими узлами, км.(п. 2.2).

Для участка ИП-А-Б-ИП приведена расчётная схема на Рисунке 3.1

Рисунок 3.1 - Расчётная схема участка ИП-А-Б-ИП схемы №3

Проверка:

Таким образом, на этом участке точка токораздела - узел нагрузки Б.

Для участка ИП-В-Г-Д-ИП приведена расчётная схема на Рисунке 3.2

Рисунок 4.2 - Расчётная схема участка ИП-В-Г-Д-ИП схемы №3



Проверка:

Таким образом, на этом участке точка токораздела - узел нагрузки.

3.2 Выбор сечения проводов

Из различных способов выбора сечений проводов в данном проекте применяется выбор по экономической плотности тока.

, (3.3)

где - экономическое сечение провода в фазе, ;

- расчётный ток в линии на 5-ом году эксплуатации после сооружения, А;

- число параллельных цепей проектируемой линии;

- экономическая плотность тока, А/.(Табл. 3.1)

Таблица 3.1 - Экономическая плотность тока

Проводники	Экономическая плотность, А/мм^2 при Тмакс, ч/год
	от 1000 до 3000	от 3000 до 5000	более 5000
Неизолированные провода и шины: алюминиевые	1,3	1,1	1

Для линии одного и того же сечения, ответвляющимися по всей длине, экономическая плотность тока в начале линии увеличивается в раз, которая определяется по формуле

, (3.4)

где - ток в начале линии, А;

- полная длина линии, км.; (п. 2.2)

- токовая нагрузка i-го участка, А;

- длина i-го участка, км. (п. 2.2)

Таблица 3.2 - Результаты расчётов по выбору сечений проводов

Номер схемы	Линия электропередачи	Расчётный ток, А	Тмакс, ч/год	Ку	jэ, А/мм^2	Sэ, мм^2	Выбираемая марка провода
№1	ИП-А	33,68	4000	1	1,1	33,68	АС-35
	ИП-Б	15,61	5600	1	1	15,61	АС-35
	ИП-В	52,88	4700, 2900	1,06	1,1	45,35	АС-50
	ИП-Д	28,85	5100	1	1	28,85	АС-35
	В-Г	33,68	2900	1	1,3	25,91	АС-35
№2	ИП-А	49,3	4000, 5600	1,27	1,1	35,30	АС-35
	А-Б	15,61	5600	1	1	15,61	АС-35
	ИП-В	68,49	4700, 5100, 2900	1,05	1,1	59,09	АС-70
	В-Д	48,05	2900, 5100	1	1,3	36,96	АС-35
	Д-Г	62,52	2900	1	1,3	48,09	АС-35
№3	ИП-А	58,49	4000, 5600	1,67	1,1	31,91	АС-35
	А-Б	-8,88	5600	1	1	-8,88	АС-35
	ИП-Б	44,82	5600	1	1	44,82	АС-35
	ИП-В	60,81	4700, 2900	1,11	1,1	49,78	АС-50
	ИП-Д	82,21	5100, 2900	1,16	1	71,08	АС-95
	В-Г	21,77	2900	1	1,3	16,75	АС-35
	Д-Г	24,52	2900	1	1,3	18,86	АС-35

4. ВЫБОР ТРАНСФОРМАТОРОВ И ТИПОВ ПОДСТАНЦИЙ

4.1 Выбор трансформаторов

В общем случае выбор трансформаторов не зависит от варианта электропитающей сети.

Согласно ПУЭ понижающие трансформаторные подстанции при наличии потребителей I и II категории выбираются двухтрансформаторными.

Следовательно, для заданных в данном варианте проекта условий подстанции в узлах нагрузки А, Б, В, и Д должны быть двухтрансформаторными, и только в узле Г, в котором отсутствуют потребители 1 категории, можно установить один трансформатор, если в энергосетевом районе имеется центральный резерв трансформаторов.

С учетом изложенного, на подстанции в узле А выбираем два трансформатора, мощность которых должна быть:

=

= (4.1)

где (I), (II), (III) -полная мощность узлов, учитывая потребителей всех категорий, МВА; ((I),(II), (III) в Табл. 1.4)

- выбираемые трансформаторные подстанции на каждый узел, МВА.

Мощность же одного трансформатора при отключении второго должен быть не ниже

=

= (0,05*5,131+0,15*5,131)/1,4=0,732 МВА (4,2)

В результате:

Таблица 4.1 - Результаты расчётов для выбора трансформаторов

Узлы нагрузки	Рмакс, МВт	cos?	Sмакс, МВА	S(I)+S(II), МВА	Число и марка трансформаторов	UВН/UНН, Кв
А	4,875	0,95	5,13	0,73	2*ТМН-2500/35	35/0,4
Б	1,739	0,92	1,89	0,378	2*ТМН-1000/35	35/0,4
В	2,163	0,93	2,33	0,58	2*ТМН-1600/35	35/0,4
Г	4,915	0,96	5,33	0,816	2*ТМН-2500/35	35/0,4
Д	2,144	0,9	3,49	1,22	2*ТМН-2500/35	35/0,4

Таблица 4.2 - Параметры выбранных трансформаторов

Тип трансформатора	Sт ном, МВА	?Ркз, кВт	?Рхх, кВт	Iхх, %	Uкз, %	rт, Ом	xт, Ом	?Qх, кВАр	Схема соединение обмоток
ТМН-1000/35/0,4	1	12,2	2,35	1,5	6,5	7,9	49,8	22,4	Y/YH-0
ТМН-1600/35/0,4	1,6	18	3,1	1,4	6,5	11,2	49,2	17,6	Y/YH-0
ТМН-2500/35/0,4	2,5	23,5	2,9	1	6,5	5,1	31,9	27,5	Y/YH-0

Расчёт потерь в двухоботочных транформаторах.

Потери активной мощности в трансформаторе складываются из потерь в стали на вихревые токи и гистерезис и из потерь в обмотках:

, (4.5)

Где - потери в стали (потери холостого хода ) трансформатора, кВт; (Табл. 4.2)

- потери в обмотках трансформатора (потери К.З. ), кВт; (Табл. 4.2)

- номинальная мощность трансформаторов, кВА; (Табл. 4.2)

- суммарная максимальная нагрузка трансформаторов, кВА; (Табл. 4.1)

- число параллельно работающих трансформаторов.

Результаты вычисления активных потерь в трансформаторах

; ; ; ; .

Потери реактивной мощности в трансформаторах складываются из потерь в стали на её намагничевание и потерь в обмотках на создание магнитного потока рассеяния:

, (4.6)

при этом ,

где - потери реактивной мощности, кВАр;

- потери в стали на её намагничевание, кВАр; (

- потери в обмотках, кВАр.

Результаты расчётов реактивных потерь в трансформаторах

; ; ; ; .

Потери ЭЭ в трансформаторах рассчитываются по формуле:

, (4.7)

где - мощность наибольшей нагрузки в данный период (год), кВА; (Табл. 5.1)

- время потерь при максимальной нагрузке, ч/год.

, (4.8)

где - значение числа часов использования максимальных потерь, ч. (Табл. 1.3)

Таблица 4.3 - Расчёты времени потерь для каждого узла участка ЭЭС

час/год;
час/год;
час/год;
час/год;
час/год.

Вычислив время потерь, получим потери ЭЭ в каждом трансформаторе

; ; ;; .

4.2 Выбор типов подстанций

По результатам выбора трансформаторов выбираются типы подстанций, их схемы и параметры.

Подстанция А и Б с распределительными устройствами 35 кВ и 0,4 кВ. Двухтрансформаторная, трансформаторы двухобмоточные, трёхфазные. На стороне 35 кВ имеются две подходящие к ПС воздушные ЛЭП. На стороне 0,4 кВ - две секции с секционным выключателем между ними.

Подстанции В,Г и Д. Распределительные устройства выполняются на напряжение 35 и 0,4 кВ. Двухтрансформаторная, трансформаторы двухобмоточные, трёхфазные. На стороне 35 кВ к подстанции подходят две ЛЭП. Для повышения оперативной управляемости схемы ЛЭП к подстанциям присоединены через выключатели. На стороне 0,4 кВ выполняются две секции с секционными выключателями между ними.

Данные подстанции были выбраны во всех схемах ЭЭС чтобы в дальнейшем проверить технико-экономической составляющей каждого варианта по отдельности и выбрать самый экономичный в данном курсовом проекте.

5. ОСНОВЫ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОГО СОПОСТАВЛЕНИЯ ВАРИАНТОВ

5.1 Капиталовложение в линии электропередачи

Для определения капитальных затрат в линию

, (5.1)

где - поправочный коэффициент, учитывающий провес проводов (1,02); прямолинейность трасс линии в горизонтальной и вертикальной проекциях (1,1); условия строительства линии (1,2);

- стоимость сооружения 1 км линии, тыс. руб.;[1]

- длина участка, км. (Табл. 6.1).

Таблица 5.1 - Капитальные затраты в сооружении линий

Номер схемы	ЛЭП	Длина, км.	Марка провода	Стоимость 1 км., тыс. руб.	Полная стоимость сооружения ЛЭП, тыс. руб.
1	ИП-А двухцепная	40,3	АС-50	27,2	1479,82
	ИП-Б двухцепная	42,7	АС-50	27,2	1567,94
	ИП-В двухцепная	71,6	АС-50	27,2	2629,15
	В-Г двухцепная	18,0	АС-50	27,2	660,96
	ИП-Д двухцепная	70,7	АС-50	27,2	2596,10
	Итого:	243,3	-	-	8933,98
2	ИП-А двухцепная	40,3	АС-50	27,2	1479,82
	А-Б двухцепная	35,4	АС-50	27,2	1299,89
	ИП-В двухцепная	33,5	АС-70	27,4	1239,17
	В-Д двухцепная	25,0	АС-50	27,2	918,00
	Д-Г двухцепная	31,6	АС-50	27,2	1160,35
	Итого:	165,8	-	-	6097,23
3	ИП-А одноцепная	40,3	АС-50	27,2	1479,816
	ИП-Б одноцепная	42,7	АС-50	27,2	1567,944
	ИП-В одноцепная	71,6	АС-50	27,2	2629,152
	А-Б одноцепная	35,4	АС-50	27,2	1299,888
	В-Г одноцепная	18,0	АС-50	27,2	660,96
	Г-Д одноцепная	31,6	АС-50	27,2	1160,352
	ИП-Д одноцепная	70,7	АС-95	27,4	2615,193
	Итого:	310,3	-	-	11413,305

5.2 Капиталовложение в подстанционное оборудование

Кроме конфигураций и параметров электрической сети, варианты различаются схемами понижающих подстанций в энергетических узлах и составом коммутационной аппаратуры на стороне 35 кВ. Состав трансформаторов и схемы со стороны НН во всех вариантах одинаковые, поэтому их в сравнительных расчётах не учитывают.

Таблица 5.2 - Капитальные затраты в подстанционное оборудование на стороне 35 кВ

Номер схемы	Вид оборудования	Количество, шт.	Стоимость одного аппарата, тыс.руб.	Общая стоимость, тыс. руб.
1	Выключатели	14	5,72	80,08
	Разъединители	40	0,82	32,64
	Отделители	10	0,77	7,70
	Короткозамыкатели	10	0,82	8,20
	Итого:	-	-	128,62
2	Выключатели	10	5,72	57,2
	Разъединители	40	0,82	32,64
	Отделители	10	0,77	7,7
	Короткозамыкатели	10	0,82	8,2
	Итого:	-	-	105,74
3	Выключатели	10	5,72	57,2
	Разъединители	40	0,82	32,64
	Отделители	10	0,77	7,7
	Короткозамыкатели	10	0,82	8,2
	Итого:	-	-	105,74

5.3 Годовые издержки производства

А) амортизационные отчисления определяются по формуле

, (5.2)

Для ВЛ 35 кВ на железобетонных опорах , а силового электротехнического оборудования подстанции . С учётом этого, амортизационные отчисления определяются по формуле:

, (5.3)

где - общие капитальные затраты в сооружение линии для каждой схемы, тыс. руб.; (Табл. 5.1)

- общие капитальные затраты в подстанционное оборудование на стороне 35 кВ для каждой схемы, тыс. руб. (Табл. 5.2)

Таблица 5.3 - Результаты расчётов амортизационных отчислений, тыс. руб.

Схема №1	Схема №2	Схема №3
124,63	110,41	168,06

Б) годовые издержки включают в себя плату персонала и стоимость запасных частей и деталей, а также оснастки для ремонта оборудования

, (5.4)

где - стоимость одной у.е. с учётом отчислений на социальные нужды для сравниваемых вариантов;

- число у.е. на обслуживание данного вида оборудования. [1]

Таблица 5.4 - Результаты расчётов издержек на эксплуатацию оборудования, тыс. руб.

Номер варианта	Норма у.е. по ВЛ у.е./ км	Общая длина ВЛ, км.	Норма у.е. по выключателям, у.е./выкл	Количество выключателей, шт.	Норма у.е. по ОД и КЗ, у.е.	Количество ОД и КЗ, шт.	Суммарные издержки, ИОБi
№1	2,1	243,3	32,2	14,0	19,3	10,0	80,8
№2	2,1	165,8	32,2	10,0	19,3	10,0	60,4
№3	2,6	310,3	32,2	10,0	19,3	10,0	92,5

В) издержки на потери ЭЭ в линиях и трансформаторах.

Стоимость потерь в линии определяется

, (5.5)

где - максимальная загрузка ЛЭП в течение года, МВА; (Табл. 5.1)

- номинальное напряжение в ЛЭП в течение года;

- удельное активное сопротивление линии, Ом/км; [1]

- стоимость потерянного в линии кВт*ч.

Таблица 5.5 - Результаты расчётов стоимости потерь в линиях для , ,

Номер схемы	Наименование ЛЭП	Марка провода	Удельное активное сопротивление ro, Ом/км	Длина ЛЭП Lл, км	Число цепей n	Макс. Мощность Sмакс л, МВт	Издержки Ипот л, тыс.руб.
1	ИП-А	АС-50	0,603	40,3	2	3,875	9,68
	ИП-Б	АС-50	0,603	42,7	2	1,739	2,07
	ИП-В	АС-50	0,603	71,6	2	2,163	5,36
	В-Г	АС-50	0,603	18,0	2	3,915	4,41
	ИП-Д	АС-50	0,603	70,7	2	3,144	11,18
	Итого	-	-	-	-	-	32,70
2	ИП-А	АС-50	0,603	40,3	2	5,614	20,32
	А-Б	АС-50	0,603	35,4	2	1,85	1,94
	ИП-В	АС-70	0,33	33,5	2	8,179	19,62
	В-Д	АС-50	0,603	25,0	2	6,515	16,98
	Д-Г	АС-50	0,603	31,6	2	1,83	1,69
	Итого	-	-	-	-	-	60,55
3	ИП-А	АС-50	0,603	40,3	1	0,65	0,54
	А-Б	АС-50	0,603	42,7	1	0,37	0,19
	ИП-Б	АС-50	0,603	71,6	1	1,48	5,02
	ИП-В	АС-50	0,603	35,4	1	2,67	8,06
	В-Г	АС-50	0,603	18,0	1	1,55	1,38
	Г-Д	АС-50	0,603	31,6	1	0,28	0,08
	ИП-Д	АС-95	0,46	70,7	1	2,88	14,36
	Итого	-	-	-	-	-	29,64

Годовые издержки на потери ЭЭ в трансформаторах понадобятся в дальнейшем при оценке себестоимости передачи ЭЭ от источника питания до потребителя.

Годовые издержки на потери ЭЭ в трансформаторах определяются по формуле

, (5.6)

где - стоимость потерянного кВт*ч при загрузке трансформатора;

- стоимость потерянного кВт*ч при холостом ходе трансформатора.

Таблица 5.6 - Результаты расчётов годовых издержек на потери ЭЭ в трансформаторах

Подстанция	Sмакс, МВА	Число трнсформаторов	Марка трансформатора	?Рхх, КВт	?Ркз, КВт	?максТ, час/год	Издержки Ипот т, тыс.руб.
А	4,08	2	ТМН-2500/35/0,4	5,1	26	2405,29	11,676
Б	1,89	2	ТМН-1000/35/0,4	2,1	12,2	4098,42	2,282
В	2,33	2	ТМН-1600/35/0,4	3,1	18	3090,84	3,757
Г	4,08	2	ТМН-2500/35/0,4	5,1	26	1501,43	7,725
Д	3,49	2	ТМН-2500/35/0,4	5,1	26	3521,13	12,424
Итого:	37,864

Ущерб от недоотпуска потребителям равен:

, (5.7)

где - плановый ремонт любого элемента сети;

Следовательно, для рассматриваемых вариантов

, (5.8)

где - удельный ущерб от ненадёжности электроснабжения, руб./кВт*ч. ( Табл. 1.4)

Так как выход из строя одновременно двух трансформаторов маловероятен, тогда допустим применение формулы

, (5.9)

где - количество недоотпущенной ЭЭ из-за повреждённой ЛЭП, кВт*ч;

- удельная повреждаемость к-го объекта, ч/год (=0,28; 0,7);

- длина к-ой линии, км. (=1);

- максимальная мощность нагрузки, погашенной при повреждении к-го элемента сети, кВт; ( Табл. 5.1)

- число часов использования максимальной нагрузки, ч. (Табл. 1.3)

Таблица 5.7 - Результаты расчётов ущерба от недоотпуска ЭЭ

Номер варианта	Сочетание отключающихся ЛЭП	Уо, руб./кВт*ч	?к, ч/год	Lк, км.	Рн макс, МВт	Тн макс, ч/год	У, тыс. руб.
1	2	3	4	5	6	7	8
1	ИП-А обе цепи	21	0,28	40,3	3,875	4000	419,29
	ИП-Б обе цепи	19	0,28	42,7	1,7	5600	246,87
	ИП-В обе цепи	17,25; 15,5	0,28	71,6	1,01; 1,755	4700; 2900	87,68; 84,47
	В-Г обе цепи	15,5	0,28	18,0	1,755	2900	45,39
	ИП-Д обе цепи	18,75	0,28	70,7	2,34	5100	505,66
	Итого:	-	-	-	-	-	1389,36
2	ИП-А обе цепи	21; 19	0,28	40,3	1,23; 1,7	4000; 5600	105,68; 185,01
	А-Б обе цепи	19	0,28	35,4	1,7	5600	204,67
	ИП-В обе цепи	17,25; 18,75; 15,5	0,28	33,5	1,01; 2,34; 1,755	4700; 2900; 5100	87,68; 136,24; 148,55
	В-Д обе цепи	18,75; 15,5	0,28	25,0	2,34; 1,7	4700; 5100	118,64; 77,32
	Д-Г обе цепи	15,5	0,28	31,6	1,755	2900	79,68
	Итого:	-	-	-	-	-	1143,47
3	ИП-А, ИП-Б	21; 19	0,7	40,3;42,7	1,23; 1,7	4000; 5600	379,84; 664,93
	ИП-А, А-Б	21	0,7	40,3; 35,4	1,23	4000	379,84
	ИП-Б, А-Б	19	0,7	42,7;35,4	1,7	5600	578,23
	ИП-В, ИП-Д	17,25; 18,75	0,7	33,5;70,7	1,01; 2,34; 1,755	4700; 5100; 2900	238,88; 652,69; 278,38
	ИП-В, В-Г	17,25	0,7	33,5; 18	1,01	4700	91,65
	ИП-В, Г-Д	17,25; 18,75	0,7	31,6;33,5	1,01; 1,755	4700; 2900	134,19; 156,37
	ИП-Д, Г-Д	18,75	0,7	70,7;31,6	2,34	5100	366,61
	ИП-Д, В-Г	17,25; 15,5	0,7	70,7; 18	2,34; 1,755	5100; 2900	230,35; 88,3
	В-Г, Г-Д	15,5	0,7	18; 31,6	1,755	2900	129,24
	Итого:	-	-	-	-	-	4369,50

Определив все составляющие затрат по вариантам, вычислим суммарные приведённые затраты по каждому варианту

, (5.10)

Таблица 5.8 - Результаты расчётов суммарных приведённых затрат по каждому варианту

Для схемы №1, тыс.руб.	Для схемы №2, тыс.руб.	Для схемы №3, тыс. руб.
2820,05	2187,39	6183,99

Таким образом, вариант №2 является наиболее экономичным по сравнению с другими предложенными вариантами.

6. РАСЧЁТЫ И АНАЛИЗ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ РЕЖИМОВ СЕТИ

6.1 Расчёт потерь активной и реактивной мощности в трансформаторах

Все формулы по данному пункту приведены в разделе 5. Расчёты приведены в Таблице 6.1.

Таблица 6.1 - Результаты расчётов потерь активной и реактивной мощности в трансформаторах подстанции в узлах нагрузки

Подстанция	Sмакс, МВА	Число тр-ров, n	Марка тр-ра	?Рхх, кВт	?Ркз, кВт	Ixx, %	Uкз, %	?Рт, кВт	?QT, кВАр
А	4,08	2	ТМН-2500/35	5,1	26	1	6,5	14,43	561,01
Б	1,89	2	ТМН-1000/35	2,1	12,2	1,5	6,5	25,08	146,09
В	2,33	2	ТМН-1600/35	3,1	18	1,4	6,5	11,85	204,44
Г	4,08	2	ТМН-2500/35	5,1	26	1	6,5	24,63	561,01
Д	3,49	2	ТМН-2500/35	5,1	26	1	6,5	27,59	279,41
СУММА	15,87	-	-	-	-	-	-	103,58	1751,96

6.2 Расчёт потокораспределения в электропитающей сети

Для варианта №2 составляется схема замещения участков линий с односторонним питанием для нормального режима.

Исходные данные приведены в Таблицах 6.2 - 6.5.

Таблица 6.2 - Исходные данные по участкам ЛЭП

Участок	Число цепей, марка провода	ro, Ом/км	хо, Ом/км	Длина участка l, км	rл, Ом	хл, Ом
ИП-А	2*АС-50	0,603	0,448	40,3	24,30	18,05
А-Б	2*АС-50	0,603	0,488	35,4	21,35	17,28
ИП-В	2*АС-70	0,429	0,432	33,5	14,37	14,47
В-Д	2*АС-50	0,603	0,488	35,4	21,35	17,28
Д-Г	2*АС-50	0,603	0,488	35,4	21,35	17,28

Результаты расчётов потокораспределения в электропитающей системе приведены в таблице 6.3

Таблица 6.3 - Исходные данные по узлам нагрузки

Узел нагрузки	Sмакс, МВА	Sмакс=Рмакс -jQмакс. МВА	SпотТ=?РТ - jQт, МВА	Sсумм=(Рмакс+?PT) -j*(Qмакс+?QT), МВА
А	4,08	1,23-j0,389	0,014-j0,084	1,244-j0,47...

Подобные документы

• Проектирование электрических систем энергосистемы

  Выбор схемы соединения линий электрической сети. Определение сечений проводов линий электропередачи. Расчёт максимального режима сети. Выявление перегруженных элементов сети. Регулирование напряжения на подстанциях. Выбор трансформаторов на подстанциях.
  
  курсовая работа [5,0 M], добавлен 14.03.2009
  

• Проектирование воздушных линий электропередач

  Разработка вариантов схем электрической сети. Определение потокораспределения и выбор сечений проводов воздушных линий. Расчет токов короткого замыкания. Выбор и проверка оборудования подстанции. Выбор и расчет релейной защиты, заземления, молниезащиты.
  
  курсовая работа [744,2 K], добавлен 11.05.2012
  

• Расчеты режимов электрических сетей

  Выбор номинального напряжения сети, мощности компенсирующих устройств, сечений проводов воздушных линий электропередачи, числа и мощности трансформаторов. Расчет схемы замещения электрической сети, режима максимальных, минимальных и аварийных нагрузок.
  
  курсовая работа [2,5 M], добавлен 25.01.2015
  

• Выбор схем питающих и распределительных сетей

  Выбор конфигурации, номинального напряжения сети. Выбор трансформаторов и схем электрических соединений. Сечение проводов воздушных линий электропередачи. Технико–экономические показатели. Уточнённый расчёт радиально-магистральной сети напряжением 220 кв.
  
  курсовая работа [1,3 M], добавлен 25.10.2016
  

• Разработка вариантов схем электроснабжения

  Варианты схем электроснабжения, определение потокораспределения и сечений проводов воздушных линий. Расчёт токов короткого замыкания. Выбор электрических аппаратов распределительного устройства. Pелейная защита, выбор и расчёт заземления и молниезащиты.
  
  курсовая работа [345,1 K], добавлен 17.05.2012
  

• Технико-экономическое обоснование варианта схемы развития электрической сети районной энергосистемы для электроснабжения новых узлов нагрузки

  Выбор вариантов развития существующей сети. Выбор номинальных напряжений сооружаемых воздушных линий радиального варианта сети. Определение сечений проводов сооружаемых линий радиального варианта сети. Выбор понижающих трансформаторов на подстанции.
  
  курсовая работа [2,9 M], добавлен 22.07.2014
  

• Выбор основного оборудования на проектируемой подстанции

  Выбор главной схемы электрических соединений. Выбор сечений проводников воздушных и кабельных линий и расчет режимов электрической сети проектируемой подстанции. Составление схемы замещения электрической сети. Выбор токоограничивающих реакторов.
  
  курсовая работа [392,9 K], добавлен 07.01.2013
  

• Электрический расчёт районной радиальной сети

  Расчет электрических параметров сети, потоков мощности по участкам и напряжения на вторичной обмотке трансформатора. Выбор числа цепей и сечения проводов, количества и мощности трансформаторов на подстанции. Составление схемы замещения электропередачи.
  
  лабораторная работа [459,6 K], добавлен 30.09.2015
  

• Передача и распределение электроэнергии

  Выбор сечения проводов воздушных линий. Выбор типа и мощности трансформаторов. Расчет потерь мощности в элементах сети и в трансформаторах при отключении линии. Расчет режимов проектируемой сети с КУ. Технико-экономическое обоснование сечений ВЛ.
  
  курсовая работа [400,3 K], добавлен 19.07.2011
  

• Реконструкция подстанции ТП 35/10 кВ

  Расчет электрических нагрузок. Выбор числа мощности и типа трансформатора, выбор местоположения подстанции. Расчет токов короткого замыкания, выбор высоковольтного оборудования. Расчет затрат на реконструкцию подстанции, схема заземления и молниезащиты.
  
  дипломная работа [1,2 M], добавлен 20.10.2014
  

• Проектирование районной электрической сети

  Составление вариантов схемы электрической сети и выбор наиболее рациональных из них. Расчет потокораспределения, номинальных напряжений, мощности в сети. Подбор компенсирующих устройств, трансформаторов и сечений проводов воздушных линий электропередачи.
  
  курсовая работа [1,6 M], добавлен 24.11.2013
  

• Проект узловой подстанции 330/35/6

  Выбор числа и мощности силовых трансформаторов и сечений проводов питающих высоковольтных линий. Разработка принципиальной электрической схемы подстанции. Расчет токов короткого замыкания. Проверка электрических аппаратов и токоведущих частей подстанции.
  
  курсовая работа [498,0 K], добавлен 24.11.2012
  

• Электроснабжение и электрооборудование инструментального цеха

  Расчет электрических нагрузок, силовой сети, токов короткого замыкания. Выбор силовых трансформаторов, проводов, кабелей и аппаратов защиты, конструкции сети заземления. Светотехнический расчет методом коэффициента использования светового потока.
  
  курсовая работа [368,8 K], добавлен 27.11.2015
  

• Электропитающие системы и электрические сети

  Составление баланса активной мощности и выбор генераторов проектируемой ТЭЦ, обоснование схемы и напряжения электрической сети. Выбор и размещение трансформаторов, компенсирующих устройств и сечений проводов. Регулирование напряжения в узлах нагрузки.
  
  курсовая работа [582,2 K], добавлен 06.03.2011
  

• Проектирование подстанции 35/10 кВ

  Выбор схем электрических соединений согласно действующим нормативным документам. Расчет токов короткого замыкания, молниезащиты подстанции. Выбор коммутационного оборудования на проектируемой подстанции, измерительных трансформаторов тока и напряжения.
  
  курсовая работа [2,1 M], добавлен 25.02.2014
  

• Расчет распределительной сети

  Определение расчетных нагрузок и выбор мощности трансформаторов трансформаторного пункта. Выбор конфигурации и проводов сети. Определение возможности обеспечения уровня напряжения на шинах понизительной районной подстанции. Выбор сечения проводов линии.
  
  курсовая работа [264,2 K], добавлен 07.08.2013
  

• Проектирование районной электрической сети

  Расчет потокораспределения в электрической сети. Выбор сечений проводов линий электропередачи, трансформаторов и компенсирующих устройств на подстанциях. Расчет установившихся (максимального, минимального и послеаварийного) режимов работы электросети.
  
  курсовая работа [1,0 M], добавлен 16.10.2014
  

• Проектирование РЭС ТОО "КЭЦ" с расчетом компенсирующей установки для шин на 10 кВ

  Детальная разработка электроснабжения цеха ЗРДТ "КЭЦ". Определение нагрузок на воздушную линию электропередачи, номинальных токов и токов короткого замыкания. Выбор электрооборудования понизительной подстанции. Расчет схемы заземления и молниезащиты.
  
  дипломная работа [596,0 K], добавлен 07.07.2015
  

• 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
  

• Проектирования электрической сети

  Анализ 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 20.08.2014
  

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