Электроснабжение сетевого района Мосэнерго

Курсовой проект.doc

Исходные данные на проектирование
Состав потребителей ээ в пунктах питания %
Максимальная нагрузка в пункте Smax МВА
Коэффициент мощности cos j о.е.
Число часов использования максимальной нагрузки в пункте Тма ч
Номинальное напряжение распред. Сети потребителей ээ в пунктах Uнн кВ
Координаты расположения пунктов питания и потребления ээ
Средний коэффициент мощности генераторов cos jг =0.83.
Минимальная нагрузка от максимальной – 47 %.
Конфигурация сетевых районов
Проектирование сетевого района
Баланс мощности в сетевом районе
Электрическая сеть представляет собой совокупность электроустановок ля передачи и распределения электрической энергии состоящей из подстанций распределительных устройств токопроводов воздушных (ВЛ) и кабельных (КЛ) линий электропередачи (ЛЭП) работающих на определенной территории.
В начале проектирования питающей сети необходимо проверить обеспечение баланса активных и реактивных мощностей.
1 Покрытие потребности и распределение активной мощности
Рис.1. Граф проектируемой сети
По графу сети (рис.1) определим геометрические длины ЛЭП.
Используя рекомендации проектных организаций основанных на нормативных документах и опыте проектирования электрических сетей в современных условиях примем длину ЛЭП с учетом коэффициента удлинения трас. Т. к. Мосэнерго входит в ОЭС Центра то коэффициент удлинения k=116 [1.3 c.164]. Тогда реальные длины ЛЭП от i-го участка к j-му вычисляются по формуле:
Реальные длины ЛЭП приведены в таблице 1.1
Реальная длина ЛЭП км
Распределение активных мощностей по ЛЭП определим упрощенно считая сеть однородной по методике [1.1 c.143].
Активная мощность в каждом пункте вычисляется по формуле (таблица 1..2):
cosji – коэффициент мощности в i-ом пункте о.е.
В однородной сети сопротивления отдельных участков ЛЭП эквивалентны их длинам. Потребляемая активная мощность:
Мощности источников питания:
Вычислим активные мощности на головных участках ЛЭП. Для простой замкнутой сети (рис.2) распределение мощностей рассчитаем сначала в ветвях подключенных к источникам питания B.
P(2) P(5) P(4) P(3)
Рисунок 2 - Распределение активных мощностей от источника А
Из полученных данных найдем что
2 Выбор номинального напряжения проектируемой сети
Прежде чем приступить к расчету реактивных мощностей необходимо оценить значение номинального напряжения линий электропередачи. Обоснование номинального напряжения электропередачи является сложной задачей.
В общем случае выбор номинального напряжения районной сети производится одновременно с выбором графа сети и схемы электрических соединений на основе технико-экономических расчетов. Напряжение определяет параметры ЛЭП и электрооборудования подстанций и сетей а следовательно размеры капиталовложений расход цветного металла потери электроэнергии и эксплуатационные расходы. В основном номинальное напряжение определяется передаваемой мощностью и длиной линии. Для предварительной оценки возможного номинального напряжения (кВ) электропередачи рекомендуется использовать эмпирическую формулу Г.А. Илларионова
В результате расчетов получили значения нестандартных напряжений для отдельных линий районной сети.
Проектируемую районную сеть выполним на два номинальных напряжения 110 и 220 кВ.
3Баланс реактивной мощности.
Реактивная мощность в каждом пункте вычисляется по формуле (таблица 1.4):
Потребляемая реактивная мощность
Так как часть реактивной мощности экономически целесообразно вырабатывать децентрализованно то условие баланса реактивной мощности может быть записано в следующем виде:
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;
DQc – потери реактивной мощности в элементах электрической сети.
Реактивная мощность получаемая от генераторов электростанций может быть найдена по формуле
где Рм – активная мощность одновременно потребляемая в сетевом районе;
DРс – потери активной мощности в сети; в сетях с одной-двумя ступенями трансформации DРс составляют 4-6 % от полной передаваемой мощности в сети;
tgjГ – угол сдвига между векторами тока и напряжения генераторов станций относительно шин высшего напряжения.
Рм=0.9×Pi=31761 МВт.
DPc=0.05×Pi=17645 МВт.
Средний коэффициент мощности генераторов cosjГ=0.83. Следовательно tgjГ=0672.
QГ=(31761 +17645)×0672=22529 МВАр.
Потери реактивной мощности в основной электрической сети ориентировочно можно рассчитать:
DQc=(0.06 0.08)×Sм×nт+(0.04 0.05)×Sм
где Sм – полная мощность потребителей сетевого района;
nт - число ступеней трансформации в сетевом районе
Sм=Si=120+80+65+60+90=415 МВА.
DQc=0.07×Sм×nт+0.045×Sм=0.07×415×1+0.045×415=47725 МВАр.
Реактивная мощность генерируемая линиями условно принимается для одноцепных линий 30 кВАркм при напряжении 110 кВ и 120 кВАркм при напряжении 220 кВ.
Qc=003×2×(23+49)+ 012×(26+26+26+16+35)=198 МВАр.
Из приведенного баланса реактивных мощностей находится мощность компенсирующих устройств:
Qку ³Qм+DQс-Qс - Qг.
Qку =Qм+DQс-Qс - Qг=206159+47725-22529-198 =8794 МВАр.
Компенсирующие устройства распределяются по равенству средних значений коэффициентов мощности на подстанциях:
Мощность компенсирующих устройств на каждой подстанции (таблица 1.5):
Qкуi=Pмi×(tgji-tgjcку)
ji – угол сдвига фаз i-ой подстанции соответствующий коэффициенту мощности i-го узла нагрузки в максимальном режиме.
cosj1=0.85 tgj1=0619.
cosj3=0.84 tgj3=0646.
cosj4=0.87 tgj2=0567.
cosj5=0.9 tgj3=0484.
Qку1=Pм1×(tgj1-tgjcку)=102×(0619-0594)=2578 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.
Выбор схемы проектируемой сети
1 Выбор марки и сечения провода материала и типа опор воздушных ЛЭП
Выбор сечений ЛЭП произведем по условию экономического тока нагрева и потери электроэнергии на корону. Выбранные сечения проводов по условию допустимой потери напряжения будут проверены после расчета основных и утяжеленных режимов сети.
1.1 Выбор сечений проводов ЛЭП
по условию экономической плотности тока
Нахождение нормированного значения экономической плотности тока jэк [2.6 таблица 1.3.36] требует определения времени использования максимальной активной мощности на ЛЭП Тма.
Тма34= Тма45=Тм4=3800 ч
По таблице 1.3.36 [2.6 c.40] для неизолированных алюминиевых проводов выберем нормированную экономическую плотность тока:
JэкA1= Jэк25= JэкB2= JэкB3= JэкAB=1.0 Амм2;
Jэк34= Jэк45 = 1.1 Амм2;
По условию экономической плотности тока рассчитывается нестандартное сечение линий (таблица 2.1.1)
где Iмij – ток основного режима максимальных нагрузок линии А.
Uном – номинальное напряжение сети Uном=220 кВ.
Условию выбора сечений провода по экономической плотности тока удовлетворяет ближайшее стандартное сечение [2.6 таблица 1.3.29].
1.2 Выбор сечений проводов ЛЭП по условию нагрева
Для выбора сечения проводов ЛЭП по нагреву используется значение максимального тока утяжеленного режима (таблица 2.2):
где Рутij – активная мощность в утяжеленном режиме МВА.
Рассчитаем токи утяжеленного режима.
Другие случаи обрывов линии мы не рассматриваем т.к. токи в других случаях будут однозначно меньше уже найденных нами.
По таблице 1.3.29 [2.6] выбираем стандартное сечение при IутIдд для проводов марки АС (вне помещений).
1.3 Выбор сечений проводов ЛЭП по условию потерь на корону
По условию экономической плотности тока и по нагреву выбираем сечения ЛЭП (таблица 2.3). По условию потери энергии на корону сечения проводов ЛЭП должны быть не менее минимально допустимых значений установленных для 220 кВ – АС 24032 [2.6 таблица 2.5.6].
Сечение по нагреву мм2
Сечение по потерям на корону мм2
При выборе марок проводов на вновь сооружаемых линиях напряжением 110 кВ и выше применяются сталеалюминиевые провода. Для сталеалюминевых проводов рекомендуются следующие области применения [2.6]:
В районах с толщиной стенки гололеда до 20 мм2 при площади сечения до 185 мм2 – с отношением А:С=60 625; при площади сечения 240 мм2 и более – с отношением А:С=771 804.
В районах с толщиной стенки гололеда более 20 мм2 при площади сечения до 95 мм2 – с отношением А:С=60; 120-400 мм2 – А:С=429 439; 450 мм2 и более – А:С=771 804.
По рисунку 2.5.5 [2.6] определяем что Мосэнерго относится ко особому району по гололеду. Из таблицы 2.5.3 [2.6] видим что в особом районе по гололеду толщина стенки гололеда выше 20 мм2. Так как площадь сечения провода 240 мм2 то соотношение А: С =771 804.
2 Выбор числа и мощности трансформаторов на районных подстанциях
Силовые трансформаторы выбираются по числу типу и номинальной мощности. Число трансформаторов зависит от категорий приемников электрической энергии и от мощности а также наличия резервных источников питания в сетях низшего напряжения.
В соответствии в [2.6] электроприемники первой категории необходимо обеспечивать а второй категории – рекомендуется обеспечивать электроэнергией от двух независимых взаимно резервирующихся источников питания. Поэтому если в пунктах потребления электроэнергии имеются потребители первой и второй категорий то на районных подстанциях требуется устанавливать не менее двух трансформаторов.
В нормальном режиме работы подстанции нагрузка трансформаторов не должна быть выше номинальной. Для двухтрансформаторной подстанции мощность каждого трансформатора должна выбираться из условия обеспечения питания нагрузок с учетом допустимых перегрузок а также возможностей резервирования по сетям НН. Так на подстанции с двумя однотипными двухобмоточными трансформаторами необходимая мощность трансформатора ST может быть рассчитана по выражению
где Sрез – нагрузка которая может быть резервирована по сети НН от других источников питания;
Kab – допустимый коэффициент перегрузки трансформатора при проектировании принимается равным 14 так как согласно [2.4] в аварийных случаях трансформаторы в течение пяти суток допускают перегрузку в 14 номинальной мощности на время максимумов нагрузки продолжительностью не более 6 ч в сутки.
Таким образом для двухтрансформаторной подстанции при Kab=1.4 выбирается трансформатор мощностью около 0.7 максимальной нагрузки подстанции с учетом мощности компенсирующих устройств. Для увеличения коэффициента загрузки трансформаторов в нормальном режиме работы двухтрансформаторной подстанции допускается выбирать мощность трансформаторов с учетом отключения потребителей третьей категории при аварийном выходе одного из трансформаторов по условию
где КIi и КIii – коэффициенты участия в суммарной нагрузке потребителей первой и второй категорий i-й подстанции (таблица 2.4).
Мощность однотрансформаторных подстанций рассчитывается по максимальной загрузке трансформатора в нормальном режиме (до 100%). Трансформаторы допускают систематическую перегрузку которая определяется по графикам нагрузочной способности трансформаторов согласно [2.4]. При выборе трансформаторов систематическую перегрузку рекомендуется находить упрощенно используя заданные Рм и Тма. Для этого следует найти количество передаваемой через трансформатор за год энергии
и коэффициент загрузки трансформатора (таблица 2.5)
Итак мы выбрали трехфазные двухобмоточные трансформаторы с расщепленной обмоткой НН и устройством РПН работающих на номинальное напряжение 110 и 220 кВ и оснащенных следующими системами охлаждения:
ТРДЦН-63000220 – принудительная циркуляция воздуха и естественная циркуляция масла;
3 Выбор компенсирующих устройств
Расчет основных нормальных и утяжеленных режимов работы сети
1 Расчет параметров схемы замещения
Прежде чем перейти к расчету параметров схемы замещения электрической сети необходимо выбрать тип опор ЛЭП.
При проектировании реальных сетей выбор материала опор производится на основании технико-экономических сопоставлений с учетом конкретных экономических и климатических условий района сооружения воздушных линий.
Основную часть опор линии составляют облегченные так называемые промежуточные опоры. Для тяжения провода и повышения надежности работы линии а также при переходе через железные дороги при пересечении другими воздушными линиями устанавливают анкерные опоры.
Среднегеометрическое расстояние для обоих типов опор вычисляется одинаково:
Для двухцепных линий выбираем опоры типа ПБ110-6
DAB=3.354 м DBC=3.354 м
После выбора опор производится определение параметров проектируемых ЛЭП. К параметрам ЛЭП относятся активные и индуктивные сопротивления активные и емкостные проводимости равномерно распределенные по длине линии. Для практических расчетов равномерно распределенные параметры линий заменяются сосредоточенными параметрами. С исходные данные проектирования в основном включены районные электрические сети протяженностью не более 150 км. Активная проводимость ЛЭП определяется потерями активной мощности обусловленными несовершенством изоляции и коронированием. Потери активной мощности на корону зависящие от напряженности электрического поля на поверхности провода малы поэтому в схему замещения линий (рис. 3) не вводится активная проводимость при напряжении 110 кВ и ниже.
а) - схема замещения ЛЭП; б) - расчетная схема замещения ЛЭП
Воздушные ЛЭП в основном выполняются сталеалюминевыми проводами для которых явление поверхностного эффекта ослаблено и может не учитываться. Активные индуктивные сопротивления вычисляются по расчетным удельным сопротивлениям проводов на единицу длины ЛЭП:
где r0 – удельное активное сопротивление прохода при +200С Омкм [1.3 c. 274]; для АС 30048 r0=0.124 Омкм.
Удельное индуктивное сопротивление можно определить по формуле
где Dсг – среднегеометрическое расстояние между проводами линий м;
m - относительная магнитная проницаемость материала проводника.
Для всех проводов выбрана марка провода АС 30048 mцвМе=1.
Емкостная проводимость (bc) линии обусловленная емкостями между проводами проводами и землей определяется по формуле
где bc – удельная емкостная проводимость ЛЭП Смкм.
Генерируемая линией реактивная мощность МВАр:
где Uном – номинальное линейное напряжение сети U=220 кВ.
В действительности напряжение сети не равно номинальному и мощность Qc отличается от расчетной. Однако этим изменением при проектировании пренебрегают.
Основной режим минимальных нагрузок:
Основной режим максимальных нагрузок:
Потери на корону выберем [1.3 таблица 7.7] для каждой ЛЭП:
DРкорij=DPкорср×Lij=2.15×Lij (таблица 3.1).
В исходных данных на курсовое проектирование отсутствуют варианты подстанций с различными значениями вторичных напряжений поэтому используются только двухобмоточные трансформаторы. Для упрощения расчетов в схеме замещения двухобмоточных трансформаторов проводимости предлагается заменить мощностью намагничивания т.е. рекомендуется схема замещения трансформаторов с отбором мощности. Используя каталожные данные трансформаторов выбранных для установки на подстанциях электрической сети вычислим параметры схемы замещения трансформатора (рисунок 3.1.2) по формулам:
где DРкз – потери активной мощности в обмотках трансформатора при опыте короткого замыкания между обмотками ВН-НН;
Uкз – напряжение короткого замыкания %;
Iхх – ток холостого хода %;
Sном – номинальная мощность трансформатора;
Uном – номинальное напряжение обмотки высшего напряжения;
DSхх – потери комплексной мощности в магнитопроводе трансформатора (стали).
Рисунок 4 Упрощенная схема замещения трансформатора
Расчет параметров схемы замещения трансформатора типа ТРДЦН – 63000220:
Результаты расчетов сведем в таблицу 3.2.
2 Исходные данные к расчету основных нормальных и утяжеленных режимов максимальных и минимальных нагрузок сети
Полная мощность (таблица 3.3)
для двуцепных линий: ;
для одноцепных линий: .
Sxx5=2Sxx2=2 Sxx3=2 Sxx3=2(0082+j0504)=0116+j1008 МВА.
Sxx1=2×(0.059+j0.378)=0.118+j0.756 МВА.
По первому закону Кирхгоффа:
S4=2Sxx4+S34” +S45” .
S5=2Sxx5+S45” +S25” ”.
Так как на каждой подстанции по 2 трансформатора то:
По первому закону Кирхгоффа: S13=-SA+ SBА”+ S32” +SА3”+SA2’.
Утяжеленный режим (обрыв ЛЭП В4)
Для режима максимальных нагрузок:
S4=-0.235+j0.825 МВА;
S5=-0.155+j1.191 МВА;
Для режима минимальных нагрузок: S4=0.195+j0.682 МВА.
S5=-0.128+j0.984 МВА;
3 РАСЧЕТ РЕЖИМА РАБОТЫ ВЛ-110кв по
данным начала”(участок A-1)
Расчет произведем для основного режима максимальных нагрузок. Расчет проведем для ВЛ-110кв по данным начала”.
SA A SA1' ZA1 SA1'' 1 S1
Рис.10 Схема замещения ВЛ-110кв с отбором мощности.
Рк'=6.6910-72422=0.024 MBт;
-jQc'=-j3.252·10-52422=-j0.77
SA=S20+SA1'=10274+j596
SA1''=SA1'-SA1=10274+j596-=9701+j54256
Pk''=6.6910-7120.68 12=0.029 MBт;
-jQc''=-j3.25210-5120.682=-j0.93
S1=SA1''-S10=96.981+j55186
Расчет токов в ветвях схемы замещения ВЛ-110кв
Векторная диаграмма для токов и напряжений приведена в графической части
Регулирование напряжения в электрической сети
В максимальном режиме нужно обеспечить напряжение на шинах НН трансформаторных подстанций в пределах. Это достигается набором рабочих ответвлений.
Требуемое желаемое напряжение ответвления обмотки ВН:
где -напряжение на шинах НН приведённое к высшей стороне;
напряжение на шинах НН которое нужно поддержать в данном режиме.
Ближайший номер стандартного ответвления.
Стандартное напряжение регулируемого ответвления.
Действительное напряжение на шинах НН подстанции (таблица 4.4.1):
Основной режим максимальных нагрузок
Основной режим минимальных нагрузок
Утяжеленный режим максимальных нагрузок
Утяжеленный режим минимальных нагрузок
Основные технико-экономические показатели спроектированной сети
Технико-экономические показатели складываются из капиталовложений и расходов необходимых для сооружения и эксплуатации сети.
В этом разделе проекта определяются следующие основные технико-экономические показатели: капиталовложения на сооружение линий электропередачи подстанции компенсирующим устройствам и сети в целом;
ежегодные расходы по линиям подстанциям компенсирующим устройствам
и сети в целом; себестоимость передачи электроэнергии по ЛЭП удельные капитальные вложения на линии электропередачи сетевого района потери активной мощности и энергии в спроектированных линиях трансформаторах и сети коэффициент полезного действия электрической сети в основном режиме
максимальных нагрузок и среднегодовой.
При определении капиталовложений следует учитывать стоимость электрооборудования всей спроектированной сети от ячеек РУ ВН источников питания до шин низшего напряжения подстанции сетевого района включительно. Капитальные вложения должны быть определены с учетом стоимости конструктивной и строительной частей. Для этого пользуются укрупненными показателями стоимости УПС приведенными в справочной литературе и коэффициента индексации который задается руководителем проекта. Приведенные в таблицах УПС относятся к средним условиям строительства в районах европейской части страны. Для других районов к УПС применяются территориальные поясные коэффициенты.
Капиталовложения на сооружение электропередачи определяются по УПС с учетом материала опор количества цепей с подвеской проводов стандартных сечений климатических районов по гололеду расчетной скорости ветра до 30 мс при прохождении трассы линии до 10% по лесистой местности в сухих и мокрых грунтах. Для участков трасс характеристика которых отлична от указанных вводятся поправочные коэффициенты.
В стоимость 1 км линии электропередачи включены строительные и монтажные работы по линиям оборудование временные сооружения вырубка просек приобретения непредвиденные расходы затраты на содержание дирекции и проектно-изыскательные работы.
Капитальные вложения на сооружение ЛЭП определяются по формуле
где n – число воздушных линий электропередачи сетевого района ;
Kул km=1.0 территориальный поясной (укрупненный зональный) коэффициент.
Для одноцепных линий A1A2 и 1223 Kулi=245 и 247 тыс.руб.км
для двухцепных линий Kулi=24 тыс.руб.км.
Таким образом капитальные вложения на сооружение ЛЭП равны
Капиталовложения на сооружение подстанций определяются по УПС открытых распределительных устройств 35-220 кВ (ОРУ) закрытых распределительных устройств 6- 10 кВ (ЗРУ) трансформаторов и компенсирующих устройств. К полученной стоимости добавляется постоянная часть на сооружение подстанций. Определению капитальных вложений на сооружение ОРУ 25-220 кВ выполняется в соответствии со схемой электрических соединений и УПС.
Капиталовложения на сооружение ЗРУ 6-10 кВ рассчитывается приближенно с учетом стоимости основных ячеек. В числе последних следует учесть ячейки выключателей понижающих трансформаторов секционных выключателей и выключателей 6-10 кВ отходящих от шин понизительных подстанций. Количество таких линий определяется условно исходя из суммарной нагрузки подстанции. По одной линии в нормальных режимах сети при напряжении 6 кВ передается 2 3 МВА а при 10 кВ –3 4 МВА.
УПС ячеек включает стоимость выключателей отделителей короткозамыкателей трансформаторов тока и напряжения аппаратуры цепей управления сигнализации автоматики и релейной защиты контрольных кабелей ошиновки металлоконструкций и фундаментов конструкции и связанных с их установкой строительно-монтажных работ.
Капитальные вложения на сооружение трансформаторных подстанций могут быть определены по расчетной стоимости силовых трансформаторов. Расчетная стоимость включает стоимость трансформаторов ошиновки гибких связей и шинопроводов порталов ошиновки грозозащиты заземления силовых кабелей к вентиляторам контрольных кабелей пульта управления релейной защиты а также стоимость строительных и монтажных работ. Стоимость установки синхронных компенсаторов или батарей статических конденсаторов определяется также по расчетной стоимости которая включает в себя стоимость оборудования строительных и монтажных работ связанных с установкой и присоединений устройств релейной защиты и контрольной аппаратуры.
В постоянную часть капиталовложений включены стоимости элементов:
аккумуляторной батарей компрессорной вспомогательных зданий связи и телемеханики маслосклада к маслостоков маслоуловителей наружного освещения подъездного железнодорожного пути внутриплощадочной железной дороги подъездной и внутриплощадочной дороги планировки озеленения и прочие затраты.
Следовательно капитальные вложения на сооружение подстанции рассчитываются по формуле:
где KTKЯKK.Уk-стоимость трансформаторов ячеек ОРУ с выключателями разных напряжений компенсирующих устройств соответственно КП –постоянные затраты подстанции.
Капитальные вложения на сооружение трансформаторных подстанций
КТ=8·193+2·136=1816 тыс. руб.
Стоимость ячеек определяется
Где КЯ. ОРУ=105*4+180*4+363+180*4=18693 тыс. руб. стоимость КЯ. ЗРУ определим исходя из общего числа ячеек на ЗРУ.
КЯ. ЗРУ=23*194=4462 тыс. руб.
KЯ=18693 +4462=23155 тыс.руб.
Стоимость установки батарей статических конденсаторов определяется
ККУ=4*30+8*18=264 тыс. руб.
Постоянная часть на сооружение подстанций равна
КПост=4*360+210=1650 тыс. руб.
Таким образом капиталовложения на сооружение подстанций равны
КПС=10(1816+23155+264+1650)=60455 тыс. руб.
В курсовом проекте рекомендуется учесть стоимость ремонтно-производственных баз (РПБ). Условно принимается одна РПБ на весь проектируемый район. Капиталовложения на создание РПБ можно приближенно определить исходя из расчета что на одну условную единицу сети приходится 180 р. Количество условных единиц на ЛЭП и на подстанциях 35 кВ и выше зависит от напряжения сети типа опор числа линий классификации оборудования подстанции. Условные единицы для трансформаторов с принудительной циркуляцией масла следует принять с коэффициентом 14.
КБ.Л=180*[(23+49)*1.1+(26*3+35+16)*15]=49086 тыс.руб.
КБТ=180*[35*(10*14)]=882 тыс.руб.
КБ20=180*194*48=167616 тыс.руб
КБ35=180*18*168=54432 тыс.руб
КРПБ=359334 тыс. руб.
Таким образом сумма капитальных вложений на сооружение ЛЭП трансформаторов подстанций и РПБ определяет стоимость спроектированной сети:
Кс= 49143+60455+359334=11319134 тыс. руб.
Ежегодные эксплутационные расходы состоят из амортизационных отчислений Са отчислений на обслуживание Со и возмещение стоимости потерь электроэнергии в элементах сети СП:
Амортизационные отчисления предназначены для проведения капитальных ремонтов электрооборудования и восстановления его первоначальной стоимости (реновации). 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 компенсирующие устройства в процентах.
Са=2.4* 49143 100+6.4*( 60455 +264)100=52175 тыс.руб.
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 компенсирующих устройств.
СО=0.4* 49143 7 100+2.0*( 264+60455)100=14585 тыс.руб.
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 t и с учетом их попадания в максимум нагрузки энергосистем . Значение берется в соответствии с заданием. Кривые удельных приведенных затрат на возмещение потерь мощности и электроэнергии приведены в справочнике.
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 и компенсирующих устройствах. Переменные потери электроэнергии допускается определить по времени максимальных потерь. Постоянные потери электроэнергии определяются по времени работы оборудования в году ТГ. По времени максимальных потерь времени работы оборудования TГ и кривым удельных затрат на возмещение потерь электроэнергии соответственно находятся значения З`Э и З``Э.
Суммарные потери электроэнергии могут быть рассчитаны по формуле:
Где - суммарные потери мощности в элементах сети зависящие и не зависящие от нагрузки.
Таким образом сумма отчислений на возмещение стоимости потерь электроэнергии определяются по формуле
Где ЗЭ’ и ЗЭ’ - удельные приведенные затраты для значений м и ТГ =8760ч соответственно ΔW’ и ΔW’’ - переменные и постоянные потери электроэнергии соответственно.
Определим м для 4 подстанции
м4=(0.124+380010000)^2*8760=2225 ч
Определим м для линии A-1
мA-1=(0.124+505010000)2*8760=3466 ч.
По условию =093тогда по кривым приведенных затрат на возмещение потерь мощности и электроэнергии для м =2392 для 4 подстанции находим ЗЭ’=195 и ЗЭ”=175 для линии A-1 м =3727 ЗЭ’=233 и ЗЭ’’=175
Для остальных линий и подстанций расчет ведем аналогично. Результаты сведем в таблицу.
Определим потери электроэнергии. Постоянные потери электроэнергии рассчитываются из условия потерь на холостой ход трансформатора и потерь на корону в линиях ΔWпост=ΔPxx*Тг + ΔPкор*Тг
Потери электроэнергии на 1 подстанции равны ΔW1пс=ΔPxx*Tг=2*0059*8760=103368 МВт·ч
Переменные потери определим из условия потерь электроэнергии в линиях и трансформаторах. Потери электроэнергии на 1 подстанции равны ΔW1пс=ΔP* м1=2*007128*2655= 378497 МВт.ч. Потери электроэнергии на линии B-5 равныΔWB-5= ΔP* мB-5=04654*5509=2563888 МВт.ч.
Аналогично для всех подстанций и линий.
Составим таблицу для определения отчислений на возмещение стоимости потерь электроэнергии.
Таким образом СП=24618+26455=51073 т.р.
Ежегодные эксплутационные расходы равны
С=52175+14585+51073=117833 т.р.
Себестоимость передачи электроэнергии является одним из основных технико-экономических показателей электрических систем. Она может быть определена по формуле
Где W- количество передаваемой электроэнергии через элемент системы С – эксплутационные расходы на элемент системы.
Количество электроэнергии передаваемой через элемент сети например ЛЭП определяется в курсовом проекте по рассчитанной в разделе максимальной активной мощности (с учетом потерь электроэнергии в трансформаторах компенсирующих устройствах и ЛЭП ) и времени использования максимальной активной нагрузки ТмаЛ :
При определении себестоимости передачи электроэнергии передачи электроэнергии по сети находятся ежегодные эксплутационные расходы по сети и количество электроэнергии полученной потребителем за год. Последняя определяется по заданным Pmax и Tmax.
Следует также определить удельные капитальные вложения отнесенные к 1кВт мощности нагрузки линии:
и 1 кВт мощности нагрузки и 1 км длины линии:
С110=2.4*1728100+0.4*1728100=48384 т.р.
W110=PmaxTmax= 53607153 МВт. ч
=000009т.р.МВт.ч=0009 копкВт.ч
Кул110=4883410587=4612 р.кВт ч.=461264 копкВт ч.
К’ул110=461264 144=3203 копкВт
С220=2.4*31863100+0.4*31863100+31118=4004 т.р.
W220=PmaxTmax=188749948 МВт. ч
=000021 т.р.МВт.ч=0021 копкВт.ч
Кул220=400437384=107 р.кВт ч.=1071 копкВт ч.
К’ул220=1071129=083 копкВт
КПД электрической сети
КПД при основном режиме максимальных нагрузок
где Рм а суммарные потери мощности в элементах сети вычисляются по формуле:
DР=DРмij+DРкор+DРхх+DРку.
Wмi=242357101 МВт. ч
Вычислим активные мощности на головных участках ЛЭП. Для простой замкнутой сети (рис.3) распределение мощностей рассчитаем сначала в ветвях подключенных к источникам питания B.
Распределение активных мощностей на участке B'-B''
Рисунок 4 - Распределение активных мощностей от источника A
Проектируемую районную сеть выполним на одно номинальное напряжение 220 кВ.
4Баланс реактивной мощности.
Qc=012×2×49+ 012×(26+26+26+59+52+33)=384 МВАр.
Qку =Qм+DQс-Qс - Qг=206159+47725-22529-384 =-9806 МВАр.
что проектируемая сеть в компенсирующих устройствах не нуждается.
Найдем баланс реактивный мощностей в сети:
ТмаA2= Тма12=Тм2=6080 ч
где r0 – удельное активное сопротивление прохода при +200С Омкм [1.3 c. 274]; для АС 24032 r0=0.121 Омкм.
Для всех проводов выбрана марка провода АС 24032 mцвМе=1.
DРкорij=DPкорср×Lij=1.5×Lij (таблица 3.1).
Для одноцепных линий Kулi=247 тыс.руб.км
для двухцепных линий Kулi=27 тыс.руб.км.
В постоянную часть капиталовложений включены стоимости элементов:аккумуляторной батарей компрессорной вспомогательных зданий связи и телемеханики маслосклада к маслостоков маслоуловителей наружного освещения подъездного железнодорожного пути внутриплощадочной железной дороги подъездной и внутриплощадочной дороги планировки озеленения и прочие затраты.
КТ=10·193=1930 тыс. руб.
Где КЯ. ОРУ=180*8+180*5=2340 тыс. руб. стоимость КЯ. ЗРУ определим исходя из общего числа ячеек на ЗРУ.
KЯ=2340+4462=27862 тыс.руб.
КПост=5*360=1800 тыс. руб.
КПС=10(1930+27862+0+1800)=65162 тыс. руб.
КБ.Л=180*[(49)*1.5+(26*3+33+52+59+23)*11]=6174 тыс.руб.
КРПБ=371988 тыс. руб.
Кс= 73475+65162+371988=14262688 тыс. руб.
Са=2.4* 73475 100+6.4*(65162)100=593377 тыс.руб.
СО=0.4*73475 100+2.0*(65162)100=159714 тыс.руб.
Таким образом СП=31349+46583=77932 т.р.
С=593377+159714+77932 =1532411 т.р.
С220=2.4*73475 100+0.4*73475 100+23871=44444 т.р.
W220=PmaxTmax=345286101 МВт. ч
=000013 т.р.МВт.ч=0013 копкВт.ч
Кул220=44444 49983=0889 р.кВт ч.=889 копкВт ч.
К’ул220=889294=032 копкВт
Wмi=345286101 МВт. ч
В результате расчета ТЭП 2 вариантов сети мы получили:
Капиталовложения на сооружения ЛЭП
вариант – 49143 тыс. руб.
вариант – 73475 тыс.руб
Капиталовложения на сооружения подстанций
вариант – 60455 тыс. руб.
вариант – 65162 тыс. руб
Капиталовложения на сооружения сети в целом
вариант – 11319134 тыс. руб.
вариант – 14262688 тыс. руб.
вариант – 117833 т.р.
вариант –1532411 т.р.
Удельные капитальные вложения отнесенные к 1кВт мощности нагрузки линии:
вариант – 083 копкВт
вариант – 032 копкВт
Годовые потери мощности
Годовые потери электроэнергии
вариант – 2588307 кВтчгод
вариант – 4085029 кВтчгод
На основе ТЭП спроектированных сетей выбираем 1 вариант сети т.к. он является наиболее экономичным.
Список использованной литературы
1Идельчик В.И. Электрические системы и сети: Учеб. Для вузов. – М.: Энергоатомиздат 1989. – 592 с.
2Пособие к курсовому и дипломному проектированию электроэнергетических специальностей вузов: Учеб. Пособие Под ред. В.М.Блока. – М.: Высш. Шк.1990. – 383 с.
3Справочник по проектированию электроэнергетических систем Под ред. С. С. Рокотяна и И. М. Шапиро. – М.: Энергоатомиздат 1985. – 352 с.
4Справочник по электрическим установкам высокого напряжения Под ред. И.А. Баумштейна и С.А.Бажанова. – М.: Энергоиздат 1989. – 768 с.
1 Блок В.М. Электрические сети и системы. - М: Высш. шк. 1986 430 с.
2 Электроэнергетические системы в примерах и иллюстрациях Под ред. В.А. Веникова. - М.: Энергоатомиздат 1983.- 504 с.
3 Электротехнический справочник: В3 т. Т.3. Кн.1: Производство передача и распределение энергии. - М.: Энергоатомиздат 1988. - 880 с.
4 Электрическая часть станций и подстанций Под ред А.А. Васильева. - М.: Энергоатомиздат 1990. - 360 с.
5 Неклепаев Б.Н. Крючков И.П. Электрическая часть электростанций и подстанций: Справ. материалы для курсового и дипломного проектирования: Учеб. пособие для вузов. - М.: Энергоатомиздат 1989. - 608 с.
6 Правила и устройства электроустановок - М.: Энергоатомиздат 1985. - 640 с.
7 Электрические сети и системы: Методические указания к курсовому проекту Отв. ред. Г.А. Осипенко. - Чебоксары ЧГУ1998. - 40 с.
Исходные данные к расчету основного режима максимальных нагрузок
16 242.000 0.100 Ветви узлы Uc точность.
1 4.933 4.600 2.000 Ветвь : конец и начало RXKт.
16 2.695 9.800 1.000 Ветвь : конец и начало RXKт.
2 2.600 10.740 1.000 Ветвь : конец и начало RXKт.
3 1.600 6.610 1.000 Ветвь : конец и начало RXKт.
3 3.146 10.400 1.000 Ветвь : конец и начало RXKт.
4 3.146 10.400 1.000 Ветвь : конец и начало RXKт.
2 4.235 14.000 1.000 Ветвь : конец и начало RXKт.
1 0.870 22.000 10.952 Ветвь : конец и начало RXKт.
2 8.600 198.000 20.909 Ветвь : конец и начало RXKт.
3 8.600 198.000 34.848 Ветвь : конец и начало RXKт.
4 4.000 100.000 34.848 Ветвь : конец и начало RXKт.
5 8.600 198.000 20.909 Ветвь : конец и начало RXKт.
-0.172 -0.017 Узел : мощности P и Q.
-0.258 3.705 Узел : мощности P и Q.
-0.447 2.162 Узел : мощности P и Q.
-0.283 2.955 Узел : мощности P и Q.
-0.500 3.691 Узел : мощности P и Q.
-51.008 -29.707 Узел : мощности P и Q.
-32.027 -18.300 Узел : мощности P и Q.
-27.305 -16.614 Узел : мощности P и Q.
-39.150 -22.188 Узел : мощности P и Q.
-27.000 -19.077 Узел : мощности P и Q.
104.736 70.923 Узел : мощности P и Q.
Результаты расчета основного режима максимальных нагрузок
ТАБЛИЦА 1 Мощности и напряжения в узлах при основном режиме максимальных нагрузок
I АКТИВНAЯ I РЕАКТИВНАЯ I ДЕЙСТВИТ. IМНИМ. ЧАСТЬ I ДЕЙСТВУЮЩ.
НОМЕР I МОЩН.УЗЛА I МОЩН.УЗЛА I ЧАСТЬ НАПРЯЖ I НАПРЯЖЕНИЯ I ЗНАЧЕНИЕ
УЗЛА I МВТ I МВАР I КВ I КВ I НАПРКВ
I -.1720 I -.1700E-01 I 483.3 I 1.037 I 114.3
I -.2580 I 3.705 I 237.1 I -3.783 I 237.1
I -.4470 I 2.162 I 238.3 I -2.682 I 238.3
I -.2830 I 2.955 I 234.5 I -5.992 I 234.6
I -.5000 I 3.691 I 234.0 I -6.542 I 234.1
I -51.01 I -29.71 I 10.99 I -.1208 I 11.00
I -32.03 I -18.30 I 10.44 I -.8475 I 10.45
I -27.30 I -16.61 I 6.310 I -.7052 I 6.349
I -39.15 I -22.19 I 6.56 I -1.053 I 6.57
I -39.15 I -22.19 I 6.65 I -1.053 I 6.57
I -27.00 I -19.08 I 10.16 I -1.344 I 10.25
I 104.7 I 70.92 I 121.3 I 0.4575 I 121.3
ТАБЛИЦА 2 Мощности и потери мощностей в ветвях при основном режиме максимальных нагрузок
I АКТИВНАЯ I РЕАКТИВНАЯ I АКТИВ НАЯ I РЕАКТИВНАЯ I ПОТЕРИ I ПОТЕРИ
B ЕТВЬ I МОЩНОСТЬ I МОЩНОСТЬ I МОЩНОСТЬ I МОЩН. I АКТИВНОЙ I РЕАКТИВНОЙ
I МВТ I МВАР I МВТ I МВАР I МОЩНОСТИ I МОЩНОСТИ
IJ I IJ I IJ I JI I JI I МВТ I МВАР
1 I 102.5 I 60.37 I -102.2 I -60.09 I 0.2969 I 0.2769
16 I -2.221 I -10.53 I 2.226 I 10.55 I 0.5333E-02 I 0.1939E-01
2 I 116.1 I 83.22 I -115.2 I -79.48 I 0.9055 I 3.741
3 I 140.5 I 102.7 I -139.7 I -99.29 I 0.8275 I 3.419
3 I -83.67 I -58.20 I 84.27 I 60.17 I 0.5940 I 1.964
4 I -4.787 I -8.863 I 4.793 I 8.882 I 0.5825E-02 I 0.1925E-01
2 I -50.10 I -34.66 I 50.38 I 35.61 I 0.2867 I 0.9479
1 I -51.01 I -29.71 I 51.02 I 30.04 I 0.1306E-01 I 0.3302
2 I -32.01 I -18.13 I 32.26 I 23.79 I 0.2458 I 5.659
3 I -27.30 I -16.52 I 27.48 I 20.64 I 0.1789 I 4.119
4 I -39.14 I -22.09 I 39.30 I 26.14 I 0.1619 I 4.049
5 I -26.99 I -18.92 I 27.19 I 23.60 I 0.2035 I 4.684
ТАБЛИЦА 3 Суммарные (нагрузочные) потери мощностей в ветвях при основном режиме максимальных нагрузок
СУММАРНЫЕ ПОТЕРИ I СУММАРНЫЕ ПОТЕРИ
АКТИВНОЙ I РЕАКТИВНОЙ
МОЩНОСТИ I МОЩНОСТИ
Исходные данные к расчету основного режима минимальных нагрузок
16 220.000 0.100 Ветви узлы Uc точность.
16 2.965 9.800 1.000 Ветвь : конец и начало RXKт.
2 3.146 10.400 1.000 Ветвь : конец и начало RXKт.
-0.142 -0.014 Узел : мощности P и Q.
-0.214 3.062 Узел : мощности P и Q.
-0.369 1.787 Узел : мощности P и Q.
-0.234 2.442 Узел : мощности P и Q.
-0.414 3.052 Узел : мощности P и Q.
-23.970 -13.962 Узел : мощности P и Q.
-15.052 -8.601 Узел : мощности P и Q.
-12.833 -7.808 Узел : мощности P и Q.
-18.400 -10.422 Узел : мощности P и Q.
-12.690 -6.146 Узел : мощности P и Q.
46.683 33.003 Узел : мощности P и Q.
ТАБЛИЦА 1 Мощности и напряжения в узлах при основном режиме минимальных нагрузок
I -.1420 I -.1400E-01 I 439.6 I 0.8697 I 119.6
I -.2140 I 3.062 I 217.9 I -1.996 I 217.9
I -.3690 I 1.787 I 218.4 I -1.193 I 218.4
I -.2340 I 2.442 I 216.9 I -3.082 I 216.9
I -.4140 I 3.052 I 216.9 I -3.507 I 217.0
I -23.97 I -13.96 I 10.07 I -.3506E-01 I 10.07
I -15.05 I -8.601 I 9.973 I -.4378 I 9.989
I -12.83 I -7.808 I 6.023 I -.3582 I 6.033
I -18.40 I -10.42 I 6.10 I -.5410 I 6.12
I -12.69 I -6.146 I 10.04 I -.7054 I 10.06
I 46.68 I 33.00 I 110.1 I 0.3093 I 110.1
ТАБЛИЦА 2 Мощности и потери мощностей в ветвях при основном режиме минимальных нагрузок
1 I 48.17 I 28.19 I -48.09 I -28.11 I 0.7922E-01 I 0.7387E-01
16 I 1.487 I -4.810 I -1.485 I 4.815 I 0.1553E-02 I 0.5132E-02
2 I 56.93 I 29.41 I -56.71 I -28.50 I 0.2205 I 0.9110
3 I 63.18 I 36.87 I -63.00 I -36.14 I 0.1769 I 0.7309
3 I -36.76 I -19.92 I 36.88 I 20.31 I 0.1169 I 0.3864
4 I 0.3477 I 0.4661 I -.3476 I -.4661 I 0.2260E-04 I 0.7470E-04
2 I -26.22 I -11.47 I 26.27 I 11.65 I 0.5472E-01 I 0.1809
1 I -23.97 I -13.96 I 23.97 I 14.05 I 0.3477E-02 I 0.8792E-01
2 I -15.05 I -8.589 I 15.11 I 9.954 I 0.5930E-01 I 1.365
3 I -12.83 I -7.802 I 12.88 I 8.812 I 0.4388E-01 I 1.010
4 I -18.40 I -10.42 I 18.44 I 11.41 I 0.3997E-01 I 0.9992
5 I -12.69 I -6.139 I 12.73 I 7.028 I 0.3862E-01 I 0.8891
ТАБЛИЦА 3 Суммарные (нагрузочные) потери мощностей в ветвях при основном режиме минимальных нагрузок
Исходные данные к расчету утяжеленного режима максимальных нагрузок
1 9.866 9.200 2.000 Ветвь : конец и начало RXKт.
-0.157 -0.449 Узел : мощности P и Q.
ТАБЛИЦА 1 Мощности и напряжения в узлах при утяжеленном режиме максимальных нагрузок
I -51.01 I -29.71 I 43.99 I -.1208 I 11.00
I -32.03 I -18.30 I 6.187 I -.8475 I 10.45
I -39.15 I -22.19 I 10.63 I -1.053 I 6.57
ТАБЛИЦА 2 Мощности и потери мощностей в ветвях при утяжеленном режиме максимальных нагрузок
ТАБЛИЦА 3 Суммарные (нагрузочные) потери мощностей в ветвях при утяжеленном режиме максимальных нагрузок
Исходные данные к расчету утяжеленного режима минимальных нагрузок
-0.130 -0.371 Узел : мощности P и Q.
ТАБЛИЦА 1 Мощности и напряжения в узлах при утяжеленном режиме минимальных нагрузок
I -23.97 I -13.96 I 10.07 I -.3506E-01 I 9.97
ТАБЛИЦА 2 Мощности и потери мощностей в ветвях при утяжеленном режиме минимальных нагрузок
ТАБЛИЦА 3 Суммарные (нагрузочные) потери мощностей в ветвях при утяжеленном режиме минимальных нагрузок

Граф.ч.1.cdw

Электроснабжение сетевого района
Схема электрическая

Граф.ч.2.cdw

Векторная диаграмма напряжений и токов основного режима
максимальных нагрузок линии А-1
Электроснабжение сетевого района
Схема замещения сети и
векторная диграмма режима сети
Таблица 1. Данные векторной диаграммы