100867

Проектирование районной электрической сети

Курсовая

Энергетика

Нагрузка мощность рациональное напряжение схемы распределительных устройств компенсирующие устройства силовые трансформаторы ток сечение провода режимы электрической сети приведенные затраты капитальные вложения издержки себестоимость. Проектирование районной электрической сети для снабжения пунктов...

Русский

2018-04-30

6.28 MB

0 чел.

(ГОУВПО «АмГУ»)

Кафедра Энергетики

КУРСОВОЙ ПРОЕКТ

На тему: «Проектирование районной электрической сети»

По дисциплине «Электропитающие системы и сети»

Исполнитель

студент гр. 4404        Е.Г. Петухов

Руководитель

Ассистент кафедры Энергетики     Н.С. Кожемяко

Нормоконтроль        М.А. Широкий

Благовещенск 2009 г.

РЕФЕРАТ

Работа 45 страницы, 35 формул, 6 рисунков, 10 источников, 19 таблиц.

Нагрузка, мощность, рациональное напряжение, схемы распределительных устройств, компенсирующие устройства, силовые трансформаторы, ток, сечение провода, режимы электрической сети, приведенные затраты, капитальные вложения, издержки, себестоимость.

Проектирование районной электрической сети для снабжения пунктов «А» - «Г». Определение нагрузки потребителей в летний и зимний периоды, по подстанциям в заданных пунктах. Составление вариантов схемы. Выбор вариантов схем. Определение расчетных величин: номинальное напряжение на участках сети; реактивная мощность сети; максимальный ток нагрузки на каждом участке сети. Режимы работы воздушной линии электропередачи. Выбор оборудования: типы конденсаторов для монтажа компенсирующих устройств; силовые трансформаторы; марка и сечение проводов для участков ВЛ. Выбор схем распределительных устройств на стороне высокого напряжения. Технико-экономический расчет сети.

ЗАДАНИЕ НА КУРСОВУЮ РАБОТУ

Тема проекта: Проектирование районной электрической сети. Спроектировать электрическую сеть для снабжения пунктов «А» - «Г».

Географическое расположение источников и нагрузок – Амурская область.

Таблица 1 – данные о потребителях электроэнергии

Данные

Пункты

А

Б

В

Г

Максимальная нагрузка подстанции, МВт

10

19

41

36

Коэффициент мощности нагрузки,tg

0,49

0,58

0,51

0,52

Желаемое напряжение вторичной сети, В

10,5

10,3

10,4

10,0

Таблица 2 – данные об источнике электроэнергии

Наименование источника

Узловая районная подстанция (УРП)

Напряжение источника при наибольших нагрузках (зимние нагрузки)

1,13Uном

Напряжение источника при наименьших нагрузках (летние нагрузки)

1,06Uном

Напряжение источника при тяжелых авариях сети (самый загруженный участок)

1,01Uном

Продолжительность использования наибольшей нагрузки Тmax для всех пунктов 4100 час.

Таблица 3 – коэффициенты мощности нагрузки, задаваемые энергосистемой

Uвн, кВ

220 кВ

110 кВ

35 кВ

tgэ

0,4

0,3

0,25

Расположение пунктов относительно УРП (масштаб: 1см – 13км)

Рисунок 1 – расположение пунктов относительно УРП

СОДЕРЖАНИЕ

Ведение           6

  1. Энерго-экономическая характеристика района    8
    1. Характеристика источника питания     8
    2. Характеристика потребителей      8
    3. Географические условия       9
    4. Климатические условия       9
    1. Расчет вероятностных характеристик нагрузки потребителей

электрической энергии        11

  1. Определение нагрузки потребителей в зимний период, по

 подстанциям в заданных пунктах      11

  1. Определение нагрузки потребителей в летний период, по

 подстанциям в заданных пунктах      11

  1. Составление вариантов схемы районной электрической сети  13
    1. Схема районной электрической сети, вариант А   13
    2. Схема районной электрической сети, вариант Б   14
    3. Схема районной электрической сети, вариант В   14
    4. Схема районной электрической сети, вариант Г   14
    5. Схема районной электрической сети, вариант Д   15
    1. Технический анализ вариантов схемы сети     16
    2. Расчет номинального напряжения сети     19
      1. Схема районной электрической сети, вариант Б   19
      2. Схема районной электрической сети, вариант Г   21
      1. Выбор оборудования        23
        1. Выбор оборудования для компенсации реактивной энергии 23
        2. Выбор силовых трансформаторов      31
        3. Выбор марки и сечения проводов для участков ВЛ   34
        1. Технико-экономический анализ районной электрической сети  42
          1. Потери электрической энергии в сети     42
          2. Капиталовложения в районную электрическую сеть   48
          3. Издержки на амортизацию, текущий ремонт и эксплуатацию

районной электрической сети      51

  1. Расчет приведенных затрат       52
  1. Характеристика принятого варианта районной электрической сети 53
  2. Расчет установившихся режимов электрической сети   53

Заключение          57

Библиографический список        58

Приложение А          59

Приложение Б          71

ВВЕДЕНИЕ

Курс «Электропитающие системы и сети» посвящен изучению методов расчета и проектирования электрической сети для электроснабжения населенных пунктов и производственных предприятий народного хозяйства.

Электроэнергетика является базовой отраслью экономики Российской Федерации. Надежное и эффективное функционирование электроэнергетики, бесперебойное снабжение потребителей – основа поступательного развития экономики страны и неотъемлемый фактор обеспечения цивилизованных условий жизни всех ее граждан. Отрасль сохранила целостность и обеспечила надежное удовлетворение потребностей экономики в электрической и тепловой энергии. Преодолен спад в производстве электроэнергии, улучшается платежная дисциплина, растет уровень денежных поступлений. Однако, качественный рост энергоэффективности экономики и изменения инвестиционного климата в энергетики невозможны без изменения сложившейся системы экономических отношений и безотлагательного проведения структурной реформы электроэнергетики.

В процессе реформирования будет создан администратор торговой сети, выполняющий задачи по организации торговли на оптовом рынке электроэнергии, обеспечению расчетов за поставляемую электроэнергию и услуги, оказываемые участникам оптового рынка, по обеспечению равных условий для всех участников оптового рынка электроэнергии, организации системы досудебного урегулирования споров между участниками оптового и контролю за действиями системного оператора, влияющими на экономическую эффективность оптового рынка.

Создание мощных электрических систем обусловлено их большими технико-экономическими преимуществами. С увеличением их мощности появляется возможность сооружения крупных электрических станций с более экономичными агрегатами, повышается надёжность электроснабжения потребителей, более полно и рационально используется оборудование. Формирование электрических систем осуществляется с помощью электрических сетей, которые выполняют функции передачи энергии и электроснабжения потребителей. С учётом этого и ведётся их проектирование.

Характерной особенностью электрической схемы ОЭС Востока является ее цепочечный характер. Протяженность такой цепочки с запада на восток составляет около 3500 километров. Четыре энергосистемы (Амурская, Дальневосточная, Хабаровская и Южно-Якутский энергорайон Якутскэнерго) работают параллельно на напряжении 500-220 кВ. От ОЭС Востока в ремонтном режиме питается часть Читинской энергосистемы.

В настоящее время в состав ОЭС Востока входит Зейская ГЭС мощностью 1330 МВт, Бурейская ГЭС мощностью 1980 МВт и 14 тепловых электростанций, в том числе и ТЭЦ. В перспективе развития энергосистемы предусмотрен ввод новых источников питания, таких как Нижнебурейская ГЭС, каскад ГЭС на реке Зея, строительство Благовещенской ТЭЦ-2. Самая мощная тепловая электростанция – Приморская ГРЭС мощностью 1495 МВт. Установленная мощность электростанций ОЭС Востока – 7006,7 МВт.

Целью данного курсового проекта является проектирование электрической сети для электроснабжения четырех пунктов. В ходе проектирования необходимо выполнить следующие основные задачи:

  • выбрать оптимальный вариант схемы сети;
  • выбрать необходимое электрооборудование (КУ, силовые трансформаторы, провода);
  • рассчитать установившиеся режимы для принятого варианта сети.

  1. ЭНЕРГО-ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАЙОНА

  1. Характеристика источника питания

Электрическая часть УРП включает в себя основное оборудование предназначенное для распределения электроэнергии, сборные шины, коммутационное оборудование (выключатели, разделители), трансформаторы тока и напряжения, разрядники и нелинейные ограничители перенапряжения, реакторы, автотрансформаторы связи, силовые трансформаторы, элементы системы управления, релейная защита, противоаварийная автоматика, системная автоматика, телемеханика и автоматизированная система управления, измерительная система управления, измерительная система, сигнализация.

  1. Характеристика потребителей

Все потребители электроэнергии делятся на потребителейI,II,III категории. К потребителямI категории относятся электроприемники перерыв в питании которых приводит к угрозе для жизни и окружающей среды, к разрушению технологического процесса. Из потребителейI категории выделяется группа к которой относятся те электроприемники перерыв в электроснабжении которых приводит к взрывам и угрозе жизни людей. Перерыв в электроснабжении таких потребителей недопустим.

Перерыв в электроснабжении потребителей первой категории допускается на время автоматического ввода резерва. Для особой группы потребителей первой категории требуется три независимых источника питания. Для электроснабженияI категории  применяют двухтрансформаторные подстанции.

К электроприемникамII категории относятся электроприемники перерыв в питании которых приводит к массовому недоотпуску продукции.  Перерыв в электроснабжении потребителейII категории допускается на время ручного ввода резерва. Для электроснабжения второй категории  применяют двухтрансформаторные подстанции или однотрансформаторные при наличии централизованного складского резерва.

К потребителямIII категории относятся те потребители,  которые не вошли впервые две категории. Перерыв в питании таких приемников допускается на срок не более суток.

  1. Географические условия

Амурская область расположена в южной части Дальневосточного региона Российской Федерации.

Поверхность земли Амурской области по своему характеру весьма неоднородна. Горы и возвышенности покрывают 60% площади, а равнины – 40%. Расположение возвышенностей, в основном, приходится на север и центр области. Что касается равнин, то Зейско-Бурейская равнина расположена между Зеей и Селемджой на западе и хребтом Турана на востоке. На южной её части – Среднеамурской низменности, много неглубоких округлых впадин. Амурско-Зейская возвышенная слабохолмистая равнина с высотой 300 – 500 м лежит между Амуром и Селемджой на юге и хребтом Тукурингра-Соктахан-Джагды на севере. В её восточной части имеет место холмистость, а в западной преобладают песок и супеси.

В средней и северной частях области – глыбовые и глыбово-складчатые горные хребты – низкие или не очень высокие с каменистыми россыпями на вершине. Высота самой высокой точки составляет 2312 м над уровнем моря. По северной границе тянется Становой хребет протяженностью 800 км, а от истока Зеи, на юго-восток, отделяется хребет Джугдыр. Южнее Станового тянется цепь средневысотных хребтов Янкан-Тукурингра-Соктахан-Джагды протяженностью в 500 км.

Между хребтами Становым и Соктахан-Джагды простирается межгорная заболоченная Верхнезейская равнина.

На востоке Амурской области проходят хребты Селемджинский, Ям-Алинь, Эзоп, Турана и часть Бурейского, а на западе – небольшие горные хребты – Чернышева, Южный и Северный Дарындинские, Чельбаус, Урушинский, Ильтивус.

  1. Климатические условия

Амурская область лежит в умеренном климатическом поясе. Её климат резко континентальный с муссонными чертами. Годовая суммарная солнечная радиация 107 – 117 ккал на 1 см2. Господствует умеренный континентальный воздух, зимой вторгается арктический. Преобладает западный перенос воздушных масс.

Континентальность климата состоит в том, что амплитуды температур воздуха, как годовые, так и суточные, очень высоки. Разница годовых в среднем 45 – 500С, а суточных – до 200С. Муссонность же заключается в почти исключительно северо-западных ветрах в зимний период года.

Среднегодовая температура воздуха колеблется от 00 до –80С. Средняя температура в июле – от 170 в северной части до 210С ближе к югу области. Абсолютный максимум в 420С зафиксирован в п. Константиновка. Безморозный период на севере составляет около 57 дней, а к югу достигает 144 дней. Средние температуры воздуха в январе составляют в северной части области около – 320С, а ближе к югу этот уровень поднимается, приблизительно, до – 260С. Абсолютный минимум был зафиксирован в бассейне Нюкжи, и составил – 580С.

Что касается среднегодовой скорости ветра, то она колеблется в районе 3,6 м/с, а в отдельные дни демисезонного периода достигает 20 м/с.

Облачность по Благовещенску в июле 6,5 балла, в январе 3 балла. По количеству часов солнечного сияния зимой Амурская область занимает одно из первых мест по России.

На юге области слой сезонной мерзлоты достигает до 2,5 – 3,2 м и более, но к началу июля полностью оттаивает. В центральном и северном округах области имеет место многолетняя островная мерзлота толщиной до 70 – 80 м.

Времена года в амурской области четко выражены. Лето – преимущественно жаркое, но к северу прохладнее, со значительным количеством солнечного сияния. Зима – холодная, с маломощным снежным покровом, но так же с большим количеством солнечного сияния.

  1. РАСЧЕТ ВЕРОЯТНОСТНЫХ ХАРАКТЕРИСТИК НАГРУЗКИ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ

  1. Определение нагрузки потребителей в зимний период, по подстанциям в заданных пунктах:

(1)

Где:  – средняя нагрузка подстанции в зимний период, МВт;  – максимальная нагрузка подстанции в зимний период, МВт;  – коэффициент максимума нагрузки, .

 (2)

Где: – коэффициент формы.

  1. Определение нагрузки потребителей в летний период, по подстанциям в заданных пунктах:

(3)

(4)

(5)

Где:  – коэффициент снижения нагрузки в летний период,

Реактивные мощности находим через коэффициент мощности :

(6)

Найденные величины сведем в таблицу 4:

Таблица 4 – вероятностные характеристики нагрузки потребителей

Подстанция

Период

«А»

Зима

8,333

9,166

10

4,083

4,491

4,9

Лето

5,583

6,416

7

2,736

3,144

3,43

«Б»

Зима

15,833

17,416

19

9,038

10,101

11,02

Лето

11,083

12,191

13,3

6,428

7,071

7,714

«В»

Зима

34,167

37,584

41

17,425

19,168

20,91

Лето

23,917

26,309

28,7

12,198

13,418

14,637

«Г»

Зима

30

33

36

15,6

17,6

18,72

Лето

21

23,1

25,2

10,92

12,012

13,104

  1. СОСТАВЛЕНИЕ ВАРИАНТОВ СХЕМЫ РАЙОННОЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ

Составим варианты схемы и определим расстояния от источника питания до пунктов электроснабжения, масштаб: 1см – 13км. Исходные данные в виде схемы расположения ИП и подстанций потребителей приведены на (рис.1).

Для составления вариантов схемы применим некоторые принципы:

  1. ПотребителиI категории должны быть подключены от двух независимых источников питания, по двум независимым линиям электропередачи (по условию задания, в каждом пункте электроснабжения имеются потребителиI категории);
  2. Разветвление электрической сети целесообразно осуществлять в узле нагрузки;
  3. В кольцевых сетях должен быть один уровень номинального напряжения;
  4. Магистральные сети имеют по сравнению с кольцевыми сетями большую протяженность в одноцепном исполнении;
  5. Кольцевые сети более надежны и удобны при оперативном использовании и управлении;
  6. Каждый вариант электрической сети должен быть технически осуществимым, т.е. должны существовать силовые трансформаторы, выполненные на рассматриваемую нагрузку и сечения проводов линий электропередачи на рассматриваемое напряжение.
    1. Схема районной электрической сети, вариант А

Рисунок 2 – схема районной электрической сети, вариант А

; ; ; ;

;

  1. Схема районной электрической сети, вариант Б

Рисунок 3 – схема районной электрической сети, вариант Б

; ; ;;

  1. Схема районной электрической сети, вариант В

Рисунок 4 – схема районной электрической сети, вариант В

; ; ;;

  1. Схема районной электрической сети, вариант Г

;

Рисунок 5 – схема районной электрической сети, вариант Г

  1. Схема районной электрической сети, вариант Д

Рисунок 6 – схема районной электрической сети, вариант Д

; ; ; ;

  1. ТЕХНИЧЕСКИЙ АНАЛИЗ ВАРИАНТОВ СХЕМ СЕТИ

При проектировании районной электрической сети, для построения рациональной конфигурации принимают повариантный метод, согласно которому для заданного расположения потребителей составляется несколько вариантов, затем, из них на основе технико-экономического сравнения выбирается лучший.

Выбор производится по наименьшей суммарной длине всех линий и по наименьшему количеству выключателей, применяемых в рассматриваемой схеме. При этом, при определении длин линий учитываем коэффициент неравномерности ландшафта, по которому ведётся прокладка линийК=1,2 – для Дальнего Востока.

Количество выключателей определяется в зависимости от применяемых схем подстанций. Результаты определения этих показателей отражены в таблице 5. Для каждого варианта схемы районной электрической сети (рис.2-6) выбираем типовые схемы распределительных устройств подстанций на повышенных напряжениях /1, таб.6.9./, /2, таб.40.1./.

Данные о схемах распредустройств и суммарных длинах трасс ВЛ, в одноцепном исполнении, сводим в таблицу 5.

Таблица 5

Вариант схемы

Суммарная длина трасы ВЛ, км

Подстанция

Схема распределительного устройства

Число выключателей в схеме РУ, шт.

1

2

3

4

5

«А»

367,652

УРП

6

«А»

Два блока (линия-трансформатор) с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий

2

«Б»

Мостик с выключателем в цепях трансформаторов и ремонтной перемычкой со стороны трансформаторов

3

«В»

Одна секционированная система шин с обходной системой шин

9

«Г»

Мостик с выключателем в цепях трансформаторов и ремонтной перемычкой со стороны трансформаторов

3

Итого:

23

Продолжение табл.5

1

2

3

4

5

«Б»

220,005

УРП

2

«А»

Мостик с выключателем в цепях трансформаторов и ремонтной перемычкой со стороны линии

3

«Б»

Мостик с выключателем в цепях трансформаторов и ремонтной перемычкой со стороны линии

3

«В»

Мостик с выключателем в цепях трансформаторов и ремонтной перемычкой со стороны линии

3

«Г»

Мостик с выключателем в цепях трансформаторов и ремонтной перемычкой со стороны линии

3

Итого:

14

«В»

383,338

УРП

4

«А»

Мостик с выключателем в цепях трансформаторов и ремонтной перемычкой со стороны линии

3

«Б»

Мостик с выключателем в цепях трансформаторов и ремонтной перемычкой со стороны линии

3

«В»

Одна секционированная система шин с обходной системой шин

9

«Г»

Два блока (линия-трансформатор) с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий

2

Итого:

21

«Г»

253,652

УРП

4

«А»

Два блока (линия-трансформатор) с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий

2

«Б»

Мостик с выключателем в цепях трансформаторов и ремонтной перемычкой со стороны линии

3

«В»

Мостик с выключателем в цепях трансформаторов и ремонтной перемычкой со стороны линии

3

«Г»

Мостик с выключателем в цепях трансформаторов и ремонтной перемычкой со стороны линии

3

Итого:

15

«Д»

405,376

УРП

4

«А»

Одна секционированная система шин с обходной системой шин

9

Продолжение табл.5

1

2

3

4

5

«Б»

Мостик с выключателем в цепях трансформаторов и ремонтной перемычкой со стороны линии

3

«В»

Мостик с выключателем в цепях трансформаторов и ремонтной перемычкой со стороны линии

3

«Г»

Мостик с выключателем в цепях трансформаторов и ремонтной перемычкой со стороны линии

3

Итого:

22

Принимаем для дальнейшего сравнения варианты «Б» и «Г», так как эти варианты сети наиболее технически осуществимы.

  1. РАСЧЕТ НОМИНАЛЬНОГО НАПРЯЖЕНИЯ СЕТИ

Для определения , в каждом из оставшихся вариантов, находимна каждом участке сети по формуле Илларионова:

(7)

Где:  – максимальная нагрузка подстанции, МВт. Если ВЛ выполнена в двухцепном исполнении, то ;  – длина трассы линии участка сети, км.

выбираем согласно условию:

Если  ≤ 70 кВ, то  принимаем 35 кВ;

Если  = 70 ÷ 140 кВ, то  принимаем 110 кВ;

Если  > 140 кВ, то  принимаем 220 кВ;

  1. Схема районной электрической сети, вариант Б (рис.3)

Для определенияна шинах ВН подстанций «А», «Б», «В» и «Г» соединенных с УРП в кольцо, нужно найти потоки мощности на участках сети соединяющих эти подстанции с УРП по формулам:

(8)

(9)

(10)

(11)

(12)

Подставим известные значения в формулы (7) – (12):

Принимаем   на шинах ВН:

  • подстанций «А», «Б», «В», «Г»  равное 110  кВ;
    1. Схема районной электрической сети, вариант Г (рис.5)

Подставим известные значения в формулу (7):

Для определенияна шинах ВН подстанций «Б», «В» и «Г» соединенных с УРП в кольцо, нужно найти потоки мощности на участках сети соединяющих эти подстанции с УРП по формулам:

 (13)

 (14)

        (15)

         (16)

Подставим известные значения в формулы (13) – (16):

Принимаем   на шинах ВН:

  • подстанции «А» равное 35  кВ;
  • подстанций «Б», «В» и «Г» равное 110 кВ.

Полученные значения  сведем в таблицу 6.

Таблица 6 – расчет номинального напряжения сети

Вариант схемы сети

Участок сети

Длина участка сети

Длина трасы ВЛ, участка сети

Число цепей ВЛ, участка сети

Поток активной мощности, на участке сети

Рациональное напряжение на участках сети

Принятое напряжение на шинах ВН П/С

1

2

3

4

5

6

7

8

«Б»

УРП-А

46,872

56,247

1

31,398

106,291

110

А-Б

66,287

79,544

1

21,398

90,124

Б-В

29,069

34,883

1

2,398

30,46

В-Г

41,11

49,332

1

31,12

105,135

УРП-Г

18,385

22,062

1

67,12

129,196

Продолжение табл.6

1

2

3

4

5

6

7

8

«Г»

УРП-А

46,872

56,247

2

10

44,329

35

УРП-Б

29,069

34,883

1

40,668

114,853

110

Б-В

29,069

34,883

1

21,668

87,803

Г-В

41,11

49,332

1

19,332

84,681

УРП-Г

18,385

22,062

1

55,332

121,406

  1. ВЫБОР ОБОРУДОВАНИЯ

  1. Выбор оборудования для компенсации реактивной энергии

Для определения типа и марки компенсирующего устройства необходимо определить реактивную энергию, вырабатываемую энергосистемой в районной электрической сети, а также величину реактивной энергии, которую может скомпенсировать КУ при установке на 1 секцию шин, в зимний и летний периоды:

(17)

 (18)

Где:  – максимальная реактивная мощность, вырабатываемая потребителями, зимой-летом, МВар;  – коэффициент мощности нагрузки потребителей, МВар;  – реактивная мощность, вырабатываемая энергосистемой, зимой-летом, МВар;  – коэффициент мощности нагрузки, задаваемый энергосистемой;  – величина реактивной энергии, которую должно скомпенсировать КУ при установке на одну секцию шин, зимой-летом.

Определим величину реактивной энергии оставшейся не скомпенсированной, для летнего и зимнего периода:

      (19)

Где:  – фактическая емкость выбранного компенсирующего устройства при установке на одну секцию шин, зимой-летом.

В дальнейшем для выбора силового трансформатора, необходима только величина реактивной энергии оставшейся не скомпенсированной, для зимнего периода.

  1. Схема районной электрической сети, вариант Б (рис.3)

Напряжение  на шинах ВН подстанций «А», «Б», «В», «Г» – 110 кВ.

; ; ;

; ; ;

; ;

;

; ;

;

Выберем из справочника /2/ типы конденсаторов наиболее близкие по мощности  к , для монтажа, компенсирующего устройства:

Подстанция «А»

В зимний период:

УКЛ 56 – 10,5 – 0,450 – 93 УХЛ 1, по 2 шт. на каждую секцию шин.

В летний период:

УКЛ 56 – 10,5 – 0,450 – 93 УХЛ 1, по 1 шт. на каждую секцию шин.

Подстанция «Б»

В зимний период:

УКЛ 56 – 10,5 – 0,9 – 93 УХЛ 1, по 3 шт. на каждую секцию шин.

В летний период:

УКЛ 56 – 10,5 – 0,9 – 93 УХЛ 1, по 2 шт. на каждую секцию шин.

Подстанция «В»

В зимний период:

УКЛ 56 – 10,5 – 0,9 – 93 УХЛ 1, по 4 шт. на каждую секцию шин.

УКЛ 56 – 10,5 – 0,450 – 93 УХЛ 1, по 2 шт. на каждую секцию шин.

В летний период:

УКЛ 56 – 10,5 – 0,9 – 93 УХЛ 1, по 3 шт. на каждую секцию шин.

УКЛ 56 – 10,5 – 0,450 – 93 УХЛ 1, по 1 шт. на каждую секцию шин.

Подстанция «Г»

В зимний период:

УКЛ 56 – 10,5 – 1,350 – 93 УХЛ 1, по 3 шт. на каждую секцию шин.

В летний период:

УКЛ 56 – 10,5 – 1,350 – 93 УХЛ 1, по 2 шт. на каждую секцию шин.

Определение реактивной мощности, которая останется не скомпенсированной:

; ;

;

; ;

;

Для определения потоков не скомпенсированной реактивной мощности  на участках сети соединенных с УРП в кольцо (рис.3), в формулы (8) – (12) вместо  подставим :

  1. Схема районной электрической сети, вариант Г (рис.5)

на шинах ВН подстанции «А» – 35 кВ, подстанций «Б», «В» и «Г» – 110 кВ.

; ; ;

; ; ;

; ; ;

; ; ;

Выберем из справочника /2/ типы конденсаторов наиболее близкие по емкости к , для монтажа, компенсирующего устройства:

Подстанция «А»

Для зимнего периода:

УКЛ 56 – 10,5 – 0,450 – 93 УХЛ 1, по 3 шт. на каждую секцию шин.

Для летнего периода:

УКЛ 56 – 10,5 – 0,450 – 93 УХЛ 1, по 2 шт. на каждую секцию шин.

Подстанция «Б»

Для зимнего периода:

УКЛ 56 – 10,5 – 1,8 – 93 УХЛ 1, по 1 шт. на каждую секцию шин.

УКЛ 56 – 10,5 – 0,90 – 93 УХЛ 1, по 1 шт. на каждую секцию шин.

Для летнего периода:

УКЛ 56 – 10,5 – 1,8 – 93 УХЛ 1, по 1 шт. на каждую секцию шин.

Подстанция «В»

Для зимнего периода:

УКЛ 56 – 10,5 – 0,9 – 93 УХЛ 1, по 4 шт. на каждую секцию шин.

УКЛ 56 – 10,5 – 0,450 – 93 УХЛ 1, по 2 шт. на каждую секцию шин.

Для летнего периода:

УКЛ 56 – 10,5 – 0,9 – 93 УХЛ 1, по 3 шт. на каждую секцию шин.

УКЛ 56 – 10,5 – 0,450 – 93 УХЛ 1, по 1 шт. на каждую секцию шин.

Подстанция «Г»

Для зимнего периода:

УКЛ 56 – 10,5 – 1,350 – 93 УХЛ 1, по 3 шт. на каждую секцию шин.

Для летнего периода:

УКЛ 56 – 10,5 – 1,350 – 93 УХЛ 1, по 2 шт. на каждую секцию шин.

Определение реактивной мощности, которая останется не скомпенсированной:

;

;

;

; ;

;

Для определения потоков не скомпенсированной реактивной мощности  на участках сети соединенных с УРП в кольцо (рис.5), в формулы (8) – (11) вместо  подставим :

Полученные значения сведем в таблицы 7, 8.

Таблица 7 – выбор компенсирующего устройства для зимнего периода

Вариант схемы сети

Подстанция; Участок сети

Расчетная реактивная мощность КУ

Тип КУ выбранный из справочника

Количество установленных КУ на 1 СШ, шт.

Фактическая реактивная мощность КУ

Не скомпенсированная мощность на ПС

Поток не скомпенсированной мощности на участке сети

1

2

3

4

5

6

7

8

Б

«А»

0,95

УКЛ 56-10,5-0,45-93 УХЛ 1

2

0,9

3,1

«Б»

2,75

УКЛ 56-10,5-0,9-93 УХЛ 1

3

2,7

5,62

«В»

4,305

УКЛ 56-10,5-0,9-93УХЛ 1

4

4,50

11,91

УКЛ 56-10,5-0,45-93УХЛ 1

2

Б

«Г»

3,96

УКЛ 56-10,5-1,350-93 УХЛ 1

3

4,050

10,62

УРП-А

9,327

УРП-Г

19,739

А-Б

3,707

Б-В

-1,913

Г-В

9,119

Продолжение табл.7

1

2

3

4

5

6

7

8

Г

«А»

1,2

УКЛ 56-10,5-1,350-93 УХЛ 1

1

1,350

2,2

«Б»

2,66

УКЛ 56-10,5-1,8-93УХЛ 1

1

2,70

5,62

УКЛ 56-10,5-0,9-93УХЛ 1

1

«В»

4,305

УКЛ 56-10,5-0,90-93УХЛ 1

4

4,50

11,91

УКЛ 56-10,5-0,45-93УХЛ 1

2

«Г»

3,96

УКЛ 56-10,5-1,350-93 УХЛ 1

3

4,050

10,62

УРП-Б

11,915

УРП-Г

16,235

Б-В

6,295

Г-В

5,615

Таблица 8 – выбор компенсирующего устройства для летнего периода

Вариант схемы сети

Подстанция; Участок сети

Расчетная реактивная мощность КУ

Тип КУ выбранный из справочника

Количество установленных КУ на 1 СШ, шт.

Фактическая реактивная мощность КУ

Не скомпенсированная мощность на ПС

Поток не скомпенсированной мощности на участке сети

1

2

3

4

5

6

7

8

Б

«А»

0,665

УКЛ 56-10,5-0,45-93 УХЛ 1

1

0,450

2,53

«Б»

1,862

УКЛ 56-10,5-0,9-93 УХЛ 1

2

1,8

4,114

«В»

3,014

УКЛ 56-10,5-0,9-93УХЛ 1

3

3,150

8,337

УКЛ 56-10,5-0,45-93УХЛ 1

1

«Г»

2,772

УКЛ 56-10,5-1,350-93 УХЛ 1

1

2,70

7,704

УРП-А

6,909

УРП-Г

14,222

Б

А-Б

4,379

Г-В

6,518

Б-В

0,265

Г

«А»

0,84

УКЛ 56-10,5-0,45-93 УХЛ 1

2

0,90

1,63

Продолжение табл.8

1

2

3

4

5

6

7

8

Г

«Б»

1,862

УКЛ 56-10,5-1,8-93 УХЛ 1

1

1,80

4,414

«В»

3,014

УКЛ 56-10,5-0,9-93УХЛ 1

3

3,150

7,7

УКЛ 56-10,5-0,45-93УХЛ 1

1

«Г»

2,772

УКЛ 56-10,5-1,350-93 УХЛ 1

2

2,70

7,704

УРП-Б

6,326

УРП-Г

11,396

Б-В

1,912

Г-В

3,692

  1. Выбор силовых трансформаторов

Выбор силовых трансформаторов производится по наибольшей нагрузке, т.е. по нагрузке в зимний период.

Полная расчетная мощность трансформатора определяется по формуле:

        (20)

Где:  – средняя нагрузка на подстанции в зимний период, МВт;  – оставшаяся не скомпенсированной реактивная мощность на подстанции, МВар;  – оптимальный коэффициент загрузки трансформатора;  – количество трансформаторов на подстанции.

По найденному значениювыбираем тип силового трансформатора для данной подстанции /1, таб.3.5., таб.3.6./, /2, таб.43.13., таб.43.15/, /10, таб.11.2./, согласно условию:

        (21)

Фактический коэффициент загрузки трансформатора  должен входить в интервал от 0,5 до 0,7:

        (22)

Коэффициент загрузки в послеаварийном режиме  не должен превышать 1,4:

       (23)

  1. Схема районной электрической сети, вариант Б (рис.3)

на шинах ВН подстанции «А», «Б», «В» и «Г» – 110 кВ. Используем формулы (15)-(18):

Подстанция «А»

ТМН – 6300/110 (ВН = 115 кВ; НН = 11 кВ)

Подстанция «Б»

ТДН – 16000/110 (ВН = 115 кВ; НН = 11 кВ)

Подстанция «В»

ТРДН – 25000/110 (ВН = 115 кВ; НН = 10,5 кВ)

Подстанция «Г»

ТРДН – 25000/110 (ВН = 115 кВ; НН = 10,5 кВ)

  1. Схема районной электрической сети, вариант Г (рис.5)

на шинах ВН подстанции «А» – 35 кВ, подстанций «Б», «В» и «Г» – 110 кВ. Используем формулы (15)-(18):

Подстанция «А»

ТМН – 6300/35 (ВН = 35 кВ; НН = 10,5 кВ)

Подстанция «Б»

ТДН – 16000/110 (ВН = 115 кВ; НН = 11 кВ)

Подстанция «В»

ТРДН – 25000/110 (ВН = 115 кВ; НН = 10,5 кВ)

Подстанция «Г»

ТРДН – 25000/110 (ВН = 115 кВ; НН = 10,5 кВ)

Полученные значения сведем в таблицу 9.

Таблица 9 – выбор силовых трансформаторов

Вариант сети

Подстанция

Напряжение на шинах ВН

Расчетная мощность тр-ра

Тип выбранного трансформатора

Технические хар-ки тр-ра

Б

«А»

110

6,351

ТМН-6300/110

115/11

0,706

1,411

«Б»

110

12,0

ТДН-16000/110

115/11

0,525

1,05

«В»

25,845

ТРДН-25000/110

115/10,5

0,724

1,447

«Г»

22,732

ТРДН-25000/110

115/10,5

0,625

1,25

Г

«А»

35

6,156

ТМН-6300/35

35/10,5

0,684

1,368

«Б»

110

12,001

ТДН-16000/110

115/11

0,525

1,05

«В»

25,845

ТРДН-25000/110

115/10,5

0,724

1,447

«Г»

22,732

ТРДН-25000/110

115/10,5

0,625

1,25

  1. Выбор марки и сечения проводов для участков ВЛ

Сечения и марка проводов, материал опор выбираются по расчетной токовой нагрузке в соответствии с экономическими токовыми интервалами для Дальнего Востока /2, таб. 43.4/.

Для определения тока в каждом участке сети применим формулу:

(24)

где  – коэффициент, учитывающий изменение тока по годам эксплуатации;  – коэффициент, учитывающий число часов использования максимальной нагрузки линии   и ее значение в максимуме ЭЭС;  – максимальный ток нагрузки на каждом участке сети.

       (25)

где  – число цепей ВЛ на каждом участке сети.

Согласно /2, с.243/ ;

Проверка проводов ВЛ по нагреву для послеаварийного режима проводится по формулам для схем электроснабжения,:

радиальной

        (26)

магистральной

      (27)

где  – ток послеаварийного режима ВЛ на участке сети;  – сумма потоков мощностей, на участках сети, от крайней подстанции в сторону УРП;  – сумма потоков реактивных не скомпенсированных мощностей, на участках сети, от крайней подстанции в сторону УРП.

  1. Схема районной электрической сети, вариант Б (рис.3)

Подставим известные значения в формулы (24), (25):

; ;

; ;

; ;

;

По найденным значениям, согласно /2, таб.43.4. / определим марку и сечение проводов, материал опор ВЛ:

Участок сети УРП-А:

Провод маркиАС-240. Материал опор –железобетон.

Участок сети УРП-Г:

Провод маркиАС-400. Материал опор –железобетон.

Участок сети Г-В:

Провод маркиАС-240. Материал опор –железобетон.

Участок сети А-Б:

Провод маркиАС-240. Материал опор –железобетон.

Участок сети Б-В:

Провод маркиАС-95. Материал опор –железобетон.

Определим ток в проводах в послеаварийном режиме (проверка по нагреву) по формуле (27) и сравним с длительно допустимыми токами для принятых марок проводов:

Отсутствует ВЛ на участке сети УРП – ПС «А»:

;

;

Отсутствует ВЛ на участке сети УРП – ПС «Г»:

;

;

Отсутствует ВЛ на участке сети ПС «В» – ПС «Г»:

;

;

Отсутствует ВЛ на участке сети ПС «Б» – ПС «В»:

;

;

Отсутствует ВЛ на участке сети ПС «А» – ПС «Б»:

;

;

Согласно /1, таб.7.35/ сечения принятых проводов ВЛ на участках сети соответствуют длительно допустимым токам для данных проводов.

  1. Схема районной электрической сети, вариант Г (рис.5)

Подставим известные значения в формулы (24), (25):

; ;

; ;

; ;

; ;

По найденным значениям, согласно /2, таб.43.4./ определим марку и сечение проводов, материал опор ВЛ:

Участок сети УРП-А:

Провод маркиАС-150. Материал опор –железобетон.

Участок сети УРП-Б:

Провод маркиАС-240. Материал опор –железобетон.

Участок сети Б-В:

Провод маркиАС-150. Материал опор –железобетон.

Участок сети УРП-Г:

Провод маркиАС-240. Монтаж провода в две цепи на фазу. Материал опор –железобетон.

Участок сети Г-В:

Провод маркиАС-150. Материал опор –железобетон.

Определим токи в проводах в послеаварийном режиме (проверка по нагреву) по формулам (26), (27) и сравним с длительно допустимыми токами для принятых марок проводов.

Отсутствует 1 цепь на участке сети УРП – ПС «А»:

;

Отсутствует ВЛ на участке сети УРП – ПС «Б»:

;

;

Отсутствует ВЛ на участке сети УРП – ПС «Г»:

;

;

Отсутствует ВЛ на участке сети ПС «Г» – ПС «В»:

;

;

Отсутствует ВЛ на участке сети ПС «В» – ПС «Б»:

;

;

Согласно /1, таб.7.35/ сечения принятых проводов для ВЛ на участках сети соответствуют длительно допустимым токам для данных проводов. После усиления схемы сети варианта Г меняется суммарная длина трасс ВЛ.

Полученные значения сведем в таблицу 10.

Таблица 10 – выбор проводов ВЛ участков сети

Вариант сети

Участок сети

Число цепей

Максимальный ток нагрузки

Расчетная токовая нагрузка

Марка и сечение провода

Материал опор

Аварийный участок сети

Ток послеаварийного режима

Длительно допустимый ток

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

«Б»

УРП-Г

1

0,367

0,385

АС-400

Ж.б.

УРП-А

0,660

0,680

Г-В

1

0,17

0,18

АС-240

Ж.б.

УРП-А

0,294

0,605

Б-В

1

0,016

0,017

АС-95

Ж.б.

УРП-А

0,125

0,330

А-Б

1

0,114

0,12

АС-240

Ж.б.

УРП-А

0,016

0,450

УРП-А

1

0,172

0,18

АС-240

Ж.б.

УРП-Г

0,465

0,605

А-Б

1

0,114

0,12

АС-240

Ж.б.

УРП-Г

0,294

0,390

Б-В

1

0,016

0,017

АС-95

Ж.б.

УРП-Г

0,180

0,330

Г-В

1

0,17

0,18

АС-240

Ж.б.

УРП-Г

0,170

0,450

УРП-А

1

0,172

0,18

АС-240

Ж.б.

В-Г

0,295

0,450

А-Б

1

0,114

0,12

АС-240

Ж.б.

В-Г

0,125

0,390

Б-В

1

0,016

0,017

АС-95

Ж.б.

В-Г

0,016

0,330

УРП-Г

1

0,367

0,385

АС-400

Ж.б.

В-Г

0,367

0,680

УРП-А

1

0,172

0,18

АС-240

Ж.б.

Б-В

0,285

0,450

А-Б

1

0,114

0,12

АС-240

Ж.б.

Б-В

0,114

0,390

УРП-Г

1

0,367

0,385

АС-400

Ж.б.

Б-В

0,537

0,680

Г-В

1

0,17

0,18

АС-240

Ж.б.

Б-В

0,170

0,450

УРП-А

1

0,172

0,18

АС-240

Ж.б.

А-Б

0,166

0,450

Б-В

1

0,016

0,017

АС-95

Ж.б.

А-Б

0,016

0,330

УРП-Г

1

0,367

0,385

АС-400

Ж.б.

А-Б

0,547

0,680

Продолжение табл.10

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

«Б»

Г-В

1

0,17

0,18

АС-240

Ж.б.

А-Б

0,537

0,605

«Г»

УРП-А

2

0,084

0,089

АС-150

Ж.б.

Нет 1 цепи

0,177

0,450

УРП-Г

1

0,303

0,318

АС-240

Ж.б.

УРП-Б

0,527

0,605

Г-В

1

0,106

0,111

АС-150

Ж.б.

УРП-Б

0,224

0,450

Б-В

1

0,118

0,124

АС-150

Ж.б.

УРП-Б

0,118

0,450

УРП-Б

1

0,222

0,233

АС-240

Ж.б.

УРП-Г

0,447

0,605

Б-В

1

0,118

0,124

АС-150

Ж.б.

УРП-Г

0,224

0,450

Г-В

1

0,106

0,111

АС-150

Ж.б.

УРП-Г

0,106

0,450

УРП-Г

1

0,303

0,318

АС-240

Ж.б.

Г-В

0,207

0,605

УРП-Б

1

0,222

0,233

АС-240

Ж.б.

Г-В

0,341

0,605

Б-В

1

0,118

0,124

АС-150

Ж.б.

Г-В

0,118

0,450

УРП-Г

1

0,303

0,318

АС-240

Ж.б.

В-Б

0,408

0,605

УРП-Б

1

0,222

0,233

АС-240

Ж.б.

В-Б

0,222

0,605

Г-В

1

0,106

0,111

АС-150

Ж.б.

В-Б

0,106

0,450

  1. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЙ АНАЛИЗ ВАРИАНТОВ РАЙОННОЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ

  1. Потери электроэнергии в сети

Потери электроэнергии в ВЛ участка сети определяются по формуле:

     (28)

где  – потери мощности в ВЛ участка сети;   – потоки эффективных активной и не скомпенсированной реактивной мощностей зимой (летом), текущие через участки сети;  – количество зимних (летних) часов использования нагрузки в год (– количество часов использования нагрузки в зимний период;– количество часов использования нагрузки в летний период);  – активное сопротивление ВЛ участка сети;

Потери электроэнергии в двух силовых трансформаторах, работающих параллельно, на каждой  подстанции сети определяются по формуле:

   (29)

где  – потери холостого хода и потери к.з. силового трансформатора, соответственно, определяются из /1, таб.3.5/;   – потоки эффективных активной и не скомпенсированной реактивной мощностей зимой (летом), текущие через трансформаторы;   – количество зимних (летних) часов;

– годовое количество часов;  – номинальная мощность трансформатора.

Полные потери в ВЛ районной сети за год:

      (30)

где  – потери в ВЛ районной сети, соответственно, зимой и летом.

Полные потери в силовых трансформаторах подстанций районной сети за год:

      (31)

где  – потери в силовых трансформаторах районной сети, соответственно, зимой и летом.

Полные потери электроэнергии в районной электрической сети за год:

       (32)

Для определения потоков активной эффективной мощности  на участках сети соединенных с УРП в кольцо (рис.3) в зимний и летний периоды, в формулы (8)-(12) вместо подставим .

Вариант Б:

Вариант Г:

  1. Схема районной электрической сети, вариант Б (рис.3)

Определим потери электроэнергии в зимний период по формулам (28)-(31):

;

;

;

;

;

;

;

;

;

;

Аналогично произведем расчет для летнего периода:

;

;

;

;

;

;

;

;

;

;

;

;

Полные потери в сети за год определяются по формуле (32):

  1. Схема районной электрической сети, вариант Г (рис.5)

Определим потери электроэнергии в зимний период по формулам (28)-(31):

;

;

;

;

;

;

;

;

;

Аналогично произведем расчет для летнего периода:

;

;

;

;

;

;

;

;

;

;

;

Полные потери в сети за год определяются по формуле (32):

Полученные данные сведем в таблицы 11, 12, 13.

Таблица 11 – потери электроэнергии в ВЛ районной сети

Вариант сети

Участок сети

Потери электроэнергии в зимний период

Потери электроэнергии в летний период

Годовые потери электроэнергии

Б

УРП-А

3307,353

1403,763

4711,116

А-Б

3129,523

1420,828

4550,351

Б-В

60,642

11,12

71,762

В-Г

2106,357

854,87

2961,227

УРП-Г

3580,998

1455,654

5036,652

Всего:

12184,873

5146,235

17331,108

Г

УРП-А

1938,727

997,247

2935,974

УРП-Б

2543,444

987,69

3531,134

Б-В

1189,571

445,251

1634,822

В-Г

1338,985

535,497

1874,482

УРП-Г

2978,641

1204,755

4183,396

Всего:

9989,368

4170,44

14159,808

Таблица 12 – потери электроэнергии в трансформаторах районной сети

Вариант сети

Подстанция

Потери электроэнергии в зимний период

Потери электроэнергии в летний период

Годовые потери электроэнергии

Б

«А»

1108,452

763,444

1871,896

«Б»

841,593

637,805

1479,398

«В»

909,521

659,927

1569,448

«Г»

1021,268

520,599

1541,867

Всего:

3880,834

2581,775

6462,609

Г

«А»

313,147

206,387

519,534

«Б»

861,626

640,081

1501,707

«В»

909,521

657,656

1567,177

«Г»

1021,267

706,588

1727,855

Всего:

3105,561

2210,712

5316,273

Таблица 13 – годовые потери электроэнергии в районной сети

Вариант сети

Годовые потери электроэнергии в ВЛ

Годовые потери электроэнергии в тр-рах

Годовые потери электроэнергии в сети

Б

17331,108

6462,609

23793,717

Г

14159,808

5316,273

19476,081

  1. Капиталовложения в районную электрическую сеть

Определим капиталовложения в районную электрическую сеть вариантов Б и Г по формуле:

       (33)

где  – капиталовложения в ВЛ и ПС соответственно;

(34)

где  – стоимость ВЛ,  – коэффициент удельной стоимости линии;  – зональный повышающий коэффициент на базовую стоимость электросетевых объектов;  – длина ВЛ;  – коэффициент инфляции (переоценки с 1991г – 2008 г);

– стоимость освоения земли;  – площадь постоянного отвода земли под опоры;– удельное значение стоимости освоения новых земель.

  (35)

где  – укрупненные показатели стоимости открытых распредустройств (ОРУ) (обычно для мостиковых схем приводится полная стоимость ОРУ без выключателей, тогда к стоимости ОРУ следует прибавлять стоимость выключателей;для схем с секционированными системами шин приводится стоимость ячейки с выключателем, в этом случае ; если в указанной схеме присутствует ячейка без выключателя, его необходимо вычесть из стоимости ячейки ОРУ), тыс.р.;  – стоимость выключателей;  – количество выключателей;  – коэффициент инфляции (переоценки с 1991г – 2008 г);  о – укрупненные показатели стоимости трансформаторов;  – укрупненные  показатели стоимости КУ;  – постоянные затраты на строительство подстанций;  – площадь постоянного отвода земли под подстанции;– удельное значение стоимости освоения новых земель.

  1. Схема районной электрической сети, вариант Б (рис.3)

Подставим известные значения в формулы (33)-(35):

  1. Схема районной электрической сети, вариант Г (рис.5)

Подставим известные значения в формулы (33)-(35):

Полученные данные сведем в таблицы 14, 15, 16.

Таблица 14 – капиталовложения в ВЛ

Вариант схемы сети

Участок сети

Кол-во цепей

Марка провода

Б

УРП-А

56,246

1

АС-185

33,9

40

152975,436

А-Б

79,544

1

АС-120

30

40

491153,973

Б-В

34,883

1

АС-120

30

40

215389,27

В-Г

49,332

1

АС-240

36,8

40

344577,469

УРП-Г

22,062

1

АС-300

45,5

40

176970,487

Г

УРП-А

56,246

2

АС-150

52,6

40

498761,428

УРП-Б

34,883

1

АС-240

36,8

40

243653,123

Б-В

34,883

1

АС-150

30,8

40

218714,429

В-Г

49,332

1

АС-150

30,8

40

309308,838

УРП-Г

22,062

1

АС-240

36,8

40

154100,14

Таблица 15 – капиталовложения в подстанции

Вариант схемы сети

Подстанция

Б

«А»

1200

136

15

360

10

204522,494

«Б»

1200

172

45

360

10

212386,658

«В»

1200

292

62

360

10

228710,756

«Г»

1200

222

62

360

10

220369,976

Г

«А»

500

95

30

200

2,5

98464,550

«Б»

1200

172

45

430

15

221052,438

«В»

1200

292

62

430

15

237376,536

«Г»

1200

222

62

430

15

2290,35,756

Таблица 16 – полные капиталовложения в сеть

Вариант схемы сети

1

2

3

4

Б

1381066,635

865989,884

2247056,519

Г

1424537,958

785929,280

2210467,238

  1. Издержки на амортизацию, текущий ремонт и эксплуатацию районной электрической сети

      (36)

где  – годовые издержки на эксплуатацию и ремонт;  – издержки на амортизацию;– затраты на передачу электроэнергии.

       (37)

       (38)

       (39)

где  – капиталовложения в ВЛ, ПС;  – ежегодные нормы отчислений на амортизацию, определяется из /8, таб.18/ ;  – норма ежегодных отчислений на эксплуатацию, ТР и ТО, определяется из таб.19 [8], – на текущий ремонт и техническое обслуживание ВЛ от 35 кВ и выше на металлических или железобетонных опорах, – на текущий ремонт и техническое обслуживание силового электрооборудования подстанций;  – срок службы оборудования или амортизационный период, определяется из /8, таб.18/;  – удельная стоимость потерь электроэнергии.

  1. Схема районной электрической сети, вариант Б (рис.3)

Подставим известные значения в формулы (36)-(39):

  1. Схема районной электрической сети, вариант Г (рис.5)

Подставим известные значения в формулы (36)-(39):

Полученные данные сведем в таблицу17.

Таблица 17 – годовые издержки

Вариант сети

Б

64939,933

112352,826

1832,116

179124,875

Г

63882,503

110523,362

1499,658

175905,523

  1. Расчет приведенных затрат

(40)

где  – капиталовложения в ВЛ, ПС;  – нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений (определяется ставкой рефинансирования РФ);  – издержки на амортизацию, текущий ремонт и эксплуатацию.

  1. Схема районной электрической сети, вариант Б (рис.3)

Используем формулу (40):

;

  1. Схема районной электрической сети, вариант Г (рис.5)

Используем формулу (40):

Вариант Г имеет несколько меньшие приведенные затраты, но схема варианта Б, на мой взгляд, более надежна для электроснабжения потребителейI категории. Принимаем схему варианта Б.

  1. ХАРАКТЕРИСТИКА ПРИНЯТОГО ВАРИАНТА РАЙОНОЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ

Вариант Б, районной электрической сети, предназначен для надежного бесперебойного электроснабжения потребителей электроэнергииI категории в Амурской области.

Сеть состоит из петлевого участка одноцепной ВЛ напряжением 110 кВ, к которому подключены подстанции 110/10 кВ «А», «Б», «В», «Г». ВЛ запитываются от узловой районной подстанции (УРП) и монтируются на железобетонных опорах.

Схемы распределительных устройств на стороне ВН подстанций – мостик с выключателем в цепях трансформаторов и ремонтной перемычкой со стороны линии.

Данные схемы РУ позволяют проводить ремонтные работы на оборудовании ПС, а также, при необходимости в будущем, проводить реконструкцию оборудования.

На каждой подстанции установлены по два силовых трансформатора, каждый из которых загружен в пределах нормы.

Капиталовложения в сеть и среднегодовые издержки минимальные.

  1. РАСЧЕТ МАКСИМАЛЬНОГО РЕЖИМА ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ

Составляем схему замещения для расчёта режима.

Рисунок 7 – Схема замещения для расчёта максимального режима

  1. Ручной расчет максимального режима

Ручной расчет максимального установившегося режима выполняем в программеMathCAD (приложение А). В ходе ручного расчета определяем потоки мощности в начале и в конце каждого участка сети, потери мощности на каждом участке сети, напряжения во всех узлах всех классов напряжения, номера ответвлений РПН.

Результаты расчета приведены в таблицах 18, 19.

Таблица 18 –Потоки и потери мощности в линиях в максимальном режиме

Участок сети

0-1

1-2

2-3

3-4

4-0

Таблица 19 –Напряжения в узлах, номера отпаек РПН в максимальном режиме

Узел

Номер отпайки РПН

1

2

3

4

  1. Расчет максимального режима в программеSDO-6

Расчет максимального установившегося режима выполняем в программеSDO-6 (приложение Б).

Результаты расчета приведены в таблицах 20, 21.

Таблица 20 –Потоки и потери мощности в линиях в максимальном режиме

Участок сети

0-1

1-2

2-3

3-4

4-0

Таблица 21 –Напряжения в узлах, номера отпаек РПН в максимальном режиме

Узел

Номер отпайки РПН

1

2

3

4

  1. ОПРЕДЕЛЕНИЕ СЕБЕСТОИМОСТИ ПЕРЕДАЧИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ

Себестоимость передачи и распределения электроэнергии определяется по формуле, :

         (41)

где  – суммарное электропотребление за год, .

Определяем суммарное электропотребление:

(42)

Определяем себестоимость в ценах 1991 г.:

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В процессе работы над данным курсовым проектом я углубил и систематизировал знания, полученные при изучении курса «Электроэнергетические системы и сети». Работа сопровождалась непрерывным поиском оптимальных проектных решений. Самостоятельное принятие того или иного решения и было самым трудным моментом проектирования.

В результате мною была спроектирована районная электрическая сеть для снабжения электрической энергией четырех подстанций. Здесьприменена магистральная схема питания пунктов электроснабжения. Конфигурация сети следующая – замкнутый участок напряжением 110 кВ. Петля выполнена одноцепными линиями.

Схемы РУ 110 кВ для всех подстанций – мостик с выключателями в цепях трансформаторов и ремонтной перемычкой со стороны линии. На  каждой подстанции по два двухобмоточных силовых трансформатора. На каждой подстанции производится компенсация реактивной мощности с помощью конденсаторных установок.

В курсовом проекте был рассчитан максимальный режим работы ручным способом, с помощью программыMathCAD и в программеSDO-6.

Себестоимость передачи и распределения электроэнергии, определённая через издержки и капитальные вложения, оказалась равной 0,721 руб/кВт·ч.

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК

  1. Неклепаев Б. Н.  Электрическая часть электростанций и подстанций /Б.Н. Неклепаев, И.П. Крючков. – М.: Энергоатомиздат, 1989г. – 609 с.;
  2. Электротехнический справочник. Том 3. под редакцией В.Г. Герасимова, А.Ф. Дьякова, Н.Ф. Ильинского и др., Москва: Издательство МЭИ, 2002г. 964 с.;
  3. Правила оформления дипломных и курсовых работ (проектов): Стандарт Амурского государственного университета. – Благовещенск.: Амурский гос. ун-т, 2006г. – 45 с.;
  4. Мясоедов Ю.В., Савина Н.В., Ротачева А.Г. Электрическая часть станций и подстанций: Учебное пособие. Благовещенск: Амурский гос. Университет, 2006г;
  5. Двоскин Л.И. Схемы и конструкции распределительных устройств. Москва: Энергоатомиздат, 1985г – 240 с.;
  6. Рожкова Л.Д., Козулин В.С. Электрооборудование  станций и подстанций. Учебник для техникумов. Москва: Энергоатомиздат, 1987г – 648 с.;
  7. Ополева Г.Н. Схемы и подстанции электроснабжения. Справочник: Учебное пособие – Москва: Форум: ИНФРА – М, 2006г – 480 с.
  8. Судаков Г.В., Галушко Т.Н. Оценка экономической эффективности проектов по строительству, реконструкции и модернизации систем электроснабжения объектов. Учебное пособие – Благовещенск: АмГУ, 2006г.
  9. Идельчик В.И. Электрические системы и сети: Учебник для ВУЗов – Москва: Энергоатомиздат, 1989г.
  10. Поспелов Г.Е., Федин В.Т. Электрические системы и сети. Проектирование: Учебное пособие для втузов. – 2-е издание, исправленное и дополненное, - Минск: Высшая школа, 1988г – 308с.; ил.
  11. Конспект лекций по предмету «Электропитающие системы и сети, ч.1».


 

А также другие работы, которые могут Вас заинтересовать

69506. Страхование 276.5 KB
  Страхователь это юридическое дееспособное физическое лицо заключившее со страховщиком договор страхования и обязующееся уплачивать страховщику страховые взносы при наступлении страхового случая страхователь может требовать от страховщика уплату страхового возмещения.
69507. Страховые услуги 350 KB
  Зарождение страховых услуг в Украине. Экономические отношения в чумацких братствах можно считать прообразами страхования. Первая страховая компания на территории Украины Общество взаимного страхования от огня была создана в 1863 году в Полтаве.
69508. Учет и аудит в банках 818.5 KB
  Бухгалтерский учет в банке можно определить как систему регистрации и подсчета итогов операций, выполняемых в банковском бизнесе, с последующим анализом и проверкой результатов и составлением соответствующих отчетов.
69509. Финансовая деятельность субъектов хозяйствования 623.5 KB
  В соответствии с действующим законодательством Украины под хозяйственными обществами подразумеваются предприятия учреждения организации образованные на основе соглашения между юридическими лицами и гражданами путем объединения их собственности и предпринимательской...
69510. Ценные бумаги 387.5 KB
  Рынок ценных бумаг — часть рынка ссудных капиталов, где осуществляются эмиссия и купля-продажа ценных бумаг. Через рынок ценных бумаг (банки, специальные кредитно-финансовые институты и фондовую биржу) аккумулируются денежные накопления предприятий, банков, государства и частных лиц...
69511. История экономических учений, конспект лекций 490.5 KB
  Экономическая мысль человечества прошла длинный путь от появления определенных представлений о явлениях хозяйственной жизни отдельных идей высказываний взглядов экономического характера к формированию экономической теории учений. Именно эти теории их возникновение развитие...
69512. Инвестирование Конспект лекций 303 KB
  Но предметом инвестирования здесь являются только те предприятия которые целиком продаются на аукционах либо полностью выкупаются трудовыми коллективами. Рынок объектов предприятия Является самостоятельным элементом ИР. Рынок объектов финансового инвестирования включает: Финансовый рынок...
69513. Основы внешнеэкономической деятельности, курс лекций 582 KB
  Основные задачи внешнеэкономической деятельности государства такие как: таможенный контроль товаров перемещаемых через государственную границу; нетарифное регулирование экспорта и импорта отдельных товаров общегосударственного значения лицензирование и квотирование...
69514. ПРОЕКТНЫЙ АНАЛИЗ 1.02 MB
  Добыть знания о самых важных факторах и критериях которые учитываются на различных стадиях жизненного цикла проекта. Если в бизнес планировании проект рассматривается только с точки зрения инвесторов то в проектном анализе с точки зрения всех участников проекта...