Проектирование сети для электроснабжения группы потребителей

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ

РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

КУРГАНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ

Кафедра энергетики и технологии металлов

КУРСОВОЙ ПРОЕКТ

Проектирование сети для электроснабжения группы потребителей

Курган

Введение

Задачей проектирования энергосистем является разработка с учётом новейших достижений науки и техники и технико-экономического обоснования режима, определяющих формирование энергетических объединений и развитие электрических станций, электрических сетей и средств их эксплуатации и управления при которых обеспечивается оптимальная надёжность снабжения потребителя электрической и тепловой энергии в необходимых размерах требуемого качества с наименьшими затратами.

Проектирование развития энергосистем и электрических сетей осуществляется в иерархической последовательности и включает в себя выполнение комплекса проектных работ.

Схема развития распределительных сетей 110 кВ и выше разрабатывается для сетей энергосистемы в целом или по отдельным сетевым районам, а также для промышленных узлов крупных городов, сельской местности.

Схема развития распределительных сетей 110 кВ и выше выполняется на основе решений принятых по схемам развития ОЭС и РЭС.

Проект развития электрических сетей может выполняться в качестве самостоятельной работы или как составная часть схемы развития энергосистемы.

В данном курсовом проекте разработан отдельно проект электрической сети для электроснабжения промышленного района.

1. Расчет баланса мощности и выбор компенсирующих устройств

Заданные данные, поместим в таблицу 1.

Таблица 1 - Сведения о потребителях

№	Р, МВт	cos?	Uн ном, кВ
1	16	0,8	6
2	24,5	0,75	10
3	25,2	0,76	6
4	23,3	0,85	6
5	16,7	0,72	10
6	5,1	0,74	10

Ртэц=28 МВт, cos?тэц=0,94 => tg?тэц=0,363

сos?рпп=0,93 => tg?рпп=0,395

Расчет баланса активных мощностей

Ртэц + Ррпп = + ?Рл-тр;

где: - сумма активных мощностей потребителей, МВт;

?Рл-тр - потери мощности в линиях и трансформаторах, МВт;

Ррпп = + ?Рл-тр - Ртэц;

Рассчитываем суммарную активную мощность потребителей:

= 16+24,5+25,2+23,3+16,7+5,1 = 110,8 МВт

?Рл-тр = ;

?Рл-тр = МВт

Ррпп = 110,8 + 2,77 - 28 = 85,57 МВт

Расчет баланса реактивной мощности

Qтэц + Qрпп + Qбск = + ?Qтр,

где: Qбск - мощность компенсирующих устройств, Мвар;

?Qтр - потери реактивной мощности в трансформаторах, Мвар.

Зарядную мощность линии, а так - же потери реактивной мощности в линиях не учитываем.

Рассчитываем реактивную мощность ТЭЦ и РПП:

Qтэц = Ртэц · tg?тэц = 10,164 Мвар, Qрпп = Ррпп · tg?рпп = 33,8 Мвар;

Определяем реактивную мощность потребителей:

Qнi = Pнi · tg?

Найдем реактивную мощность 1-го потребителя:

Q1 = 16 · 0,75 = 12;

Аналогично находим реактивные мощности остальных потребителей, результаты занесем в таблицу 2.

Сумма реактивных мощностей равна: = 91,05 Мвар

Рассчитаем потери реактивной мощности в трансформаторах:

?Qтр = (8 - 9%) от

 Мвар, ?Qтр = 143,411 · 0,19 = 12,91 Мвар;

Определяем мощность компенсирующих устройств:

Qбск = - ?Qтр - Qтэц - Qрпп;

Qбск = 91,05+12,91 - 10,164 - 33,8 = 59,996 Мвар

Распределение реактивной мощности компенсирующих устройств (КУ) по потребителям

Определим мощность КУ для 1-го потребителя:

Мвар.

Аналогично находим мощности КУ на подстанциях остальных потребителей.

Определим число КУ на подстанциях:

, шт.;

Найдем число КУ для 1-й подстанции:

. Аналогично для других подстанций.

Уточняем мощность КУ: .

Найдем уточненное значение мощности КУ для первой подстанции:

Мвар

Аналогично производим расчеты для остальных подстанции.

не удовлетворяет условию Мвар, уменьшаем мощность на 0,4 Мвар, Будем считать что баланс сошелся

Реактивная мощность с учетом установки КУ составит:

Мвар

Аналогично рассчитаем для других подстанции. Все расчеты по балансу мощности сведем в таблицу 2.

Таблица 2 - Баланс активной и реактивной мощности

№ потр.	, Мвт	tg?	, Мвар	, Мвар	, шт.	, Мвар	, Мвар
1	16	0,75	12	7,908	20	8	6
2	24,5	0,88	21,56	14,208	36	14,4	7,16
3	25,2	0,86	21,672	14,282	36	14,4	7,272
4	23,3	0,62	15,145	9,98	25	10	5,145
5	16,7	0,96	16,032	10,165	26	10	6,032
6	5,1	0,91	4,641	3,058	8	3,2	1,441

2. Составление и выбор вариантов конфигурации сети

Географическое расположение источника и потребителей представлено на рисунке 2.4. Там же указаны расстояния между пунктами (в километрах). Предполагается, что во всех пунктах имеются потребители 1, 2 и 3 категории по надежности, кроме пунктов 3 и 5 (потребители только 3 категории).

Рисунок 1 - Взаимное расположение потребителей и источников питания

Составление вариантов начнем с наиболее простых схем. Вариант 1 (рисунок 2) представляет собой радиально-магистральную сеть, характеризующуюся тем, что все ЛЭП прокладываются по кратчайшим трассам.

Определяем общую длину линий:

L?=53+33+40+33+25+58+78 = 320 км.

L?экв=1,5·(40+33+25+58+78)+ 53+33 = 437 км.

Здесь принято, что стоимость сооружения одного километра двухцепной линии в полтора раза выше, чем одноцепной.

трансформатор подстанция потребитель электроэнергия



Рисунок 2 - Радиально-магистральнаясеть (вариант 1)

Вариант 2 (рисунок 3) представляет собой радиально-магистральную сеть.

Определяем общую длину линий:

L?= 53+33+40+33+25+45+78 =307 км.

L?экв=1,5·(33+40+33+25+45+78)+53 = 434 км.

Рисунок 3 - Радиально-магистральная сеть (вариант 2)

Теперь рассмотрим кольцевую сеть, вариант 3 (рисунок 4). Общая длина ЛЭП (в одноцепном исчислении) при этом минимальна.

L?=53+33+44+33+25+58+78+83 = 403 км.

Существенный недостаток этого варианта - большая протяженность кольца. Есть опасение, что в послеаварийном режиме, возникающем после отключения одного из головных участков, общая потеря напряжения в сети окажется недопустимо большой.

Рисунок 4 - Кольцевая сеть (вариант 3)

Далее рассмотрим комбинированные варианты, где часть сети имеет радиально-магистральную конфигурацию, а часть кольцевую. Вариант 4 (рисунок 5), в нем потребители 2,6,3 объединены в кольцевые сети, что позволяет уменьшить суммарную длину линий.

Длина линии в этом варианте равна:

L?=53+33+44+33+25+58+68+78= 318 км.

L?=1,5·(78)+53+33+44+33+25+58+68= 427 км.



Рисунок 5 - Комбинированная сеть (вариант 4)

Вариант 5 (рисунок 6), в нем потребители 1,3,4,5,6 объединены в кольцевую сеть.

Длина линии сотавит:

L?=53+33+44+33+25+45+65+78 = 367 км.

L?экв=1,5·(78+25)+53+33+44+33+45+65 = 419 км.

Рисунок 6 - Комбинированная сеть (вариант 5)

Схемы электрических соединений подстанций.

Блочная схема (рис. 7,а) - два блока связанные между собой неавтоматической (ремонтной) перемычкой, для тупиковых подстанций.

Мостик с выключателем в перемычке и цепях линии (или трансформаторов), для проходных подстанций (рис. 7,б).

Схема с одной секционированной системой сборных шин и обходной системой шин, с обходным выключателем, для ответвительных и проходных подстанций (рис. 7,в).

а) б) в)

Рисунок 7 - Типовые схемы соединений подстанций

3. Предварительный приближенный расчет трех отобранных вариантов

Выбрали три варианта: 2, 3 и 5.

2 - радиально-магистральная сеть;

3 - кольцевая сеть.

5 - комбинированная сеть;

3.1 Радиально - магистральная сеть

Расчетная схема этого варианта сети представлена на рисунке 8.

Рисунок 8 - Расчетная схема варианта1

Потоки мощности определяем по первому закону Кирхгофа, двигаясь от наиболее удаленных потребителей к источнику. Так, поток мощности на участке 4 - 5 равен мощности потребителя 1, то есть:

МВ·А, аналогично для других участков.

Поток мощности на участке ТЭЦ - 5 определяем суммированием двух потоков, вытекающих из узла 4:

МВ·А.

Потоки мощности на остальных участках определяем аналогично,

мощность ТЭЦ берем со знаком минус. Результаты помещаем в табл.3, а также наносим на расчетную схему.

Далее, с помощью формулы Илларионова, определяем целесообразную величину номинального напряжения на самом загруженном участке РПП - 6:

, кВ,

где: L - длина участка, км;

P - передаваемая активная мощность, МВт.

, принимаем ближайшее стандартное значение

110 кВ. Аналогично проводим расчеты для остальных участков, и результаты помещаем в таблицу 3.

На всех участках линий предусматривается одно номинальное напряжение 110 кВ.

Таблица 3 - Выбор напряжений

Участок	L, км	P, МВт	Q, Мвар	S, М·ВА	U`, кВ	Uном, кВ
1-РПП	78	16	4	16,492	78,408	110
РПП-6	45	66,8	16,886	68,901	107,875	110
6-3	25	25,2	7,272	28,228	67,665	110
6-2	33	36,5	8,173	37,404	81,074	110
2-ТЭЦ	40	12	1,013	12,043	48,271	110
ТЭЦ-5	33	40	11,177	41,532	84,47	110
5-4	53	23,3	5,145	23,861	92,557	110

Теперь выбираем сечения проводов линий. При этом в качестве основного метода используем метод экономических интервалов (для всех вариантов).

Определяем токи на каждом участке сети в режиме максимальных нагрузок по формуле:

, А,

где: Si - полная мощность передаваемая по участку, МВ·А;

n - количество цепей.

Ток на участке РПП - 6: А

Аналогично определяем токи на остальных участках. Результаты помещаем в таблицу 4.

Определяем расчетную токовую нагрузку линии:

, А,

где: - коэффициент, учитывающий изменение нагрузки по годам эксплуатации линии, для линий 110 - 220 кВ принимается равным 1,05;

- коэффициент, учитывающий число часов использования максимальной нагрузки линии Тнб и ее попадание в максимум энергосистемы, для Тнб =5300: .

Расчетная токовая нагрузка участка РПП - 2:

А.

Аналогично определяем расчетную токовую нагрузку на остальных участках. Результаты помещаем в таблицу 4.

По справочным материалам в зависимости от напряжения, расчетной токовой нагрузки, типа опор, количества цепей и района по гололеду определяем сечение провода воздушной линии.

Будем считать, что по климатическим условиям район сооружения сети соответствует II району по гололеду, и будут использоваться двухцепные ВЛ на железобетонных опорах.

Выбранные по экономическим критериям сечения линии электропередачи проверяются по нагреву токами послеаварийных режимов работы сети. Для двух параллельно работающих линий электропередачи наиболее тяжелым будет отключение одной линии, для замкнутых схем - головных участков. Токи, рассчитанные для послеаварийных режимов Iпав сравнивают с допустимыми токами Iдоп для данного сечения. Выбранное сечение выдерживает длительный нагрев, если выполняется условие:

Iпав ? kt · Iдоп.т,

где: Iдоп.т - табличное значение допустимого тока (табл. 4);

kt=1,0 - поправочный коэффициент на температуру окружающей среды.

Результаты по расчетам сведем в таблицу 4.

Таблица 4 - Расчет токов и выбор сечения проводов

Участок	Imax, А	Ip, A	Iпав ,A	сеч, мм2	Iдоп.т, A	марка провода
1-РПП	43,28	45,444	47,608	120	390	АС-120/19
РПП-6	180,818	189,859	361,64	120	390	АС-120/19
6-3	68,831	72,272	131,661	120	390	АС-120/19
6-2	96,18	103,068	196,32	120	390	АС-120/19
2-ТЭЦ	31,605	33,185	63,209	120	390	АС-120/19
ТЭЦ-5	108,993	114,441	217,986	120	390	АС-120/19
5-4	125,238	131,5	137,762	150	450	АС-150/24

Все провода выдержат нагрев токами послеаварийных режимов сети.

Определяем активные и индуктивные сопротивления участков сети. Погонные активные и индуктивные сопротивления выбираем по справочным материалам и для удобства заносим их в таблицу 5.

,Ом, , Ом,

где: r0 - погонное активное сопротивление, Ом/км;

x0 - погонное индуктивное сопротивление, Ом/км.

Определяем активное и индуктивное сопротивления участка 1-РПП:

,

Определяем потери напряжения на участках, по формуле:

Определим потерю напряжения на участке 1-РПП:

, кВ или .

Проверка по потере напряжения выполняется как для нормального, так и для послеаварийного режима работы сети.

Определяем потери активной мощности на участках, по формуле:

, МВт

Определим потери активной мощности на участке РПП - 2:

.

Аналогичные расчеты проводим для остальных участков, результаты заносим в таблицу 5.

Таблица 5 - Некоторые параметры линий

Участок	L, км	r0, Ом/км	R, Ом	x0, Ом/км	X, Ом	?U, кВ	?U, %	?P, МВт
1-РПП	78	0,244	9,516	0,427	16,653	1,99	1,809	0,214
РПП-6	45	0,244	5,49	0,427	9,608	3,487	3,17	2,154
6-3	25	0,244	3,05	0,427	5,338	1,05	0,95	0,173
6-2	33	0,244	4,026	0,427	7,046	1,86	1,69	0,465
2-ТЭЦ	40	0,244	4,88	0,427	8,54	0,611	0,55	0,011
ТЭЦ-5	33	0,244	4,026	0,427	7,046	2,18	1,98	0,143
5-4	53	0,204	10,812	0,420	22,26	3,33	3,03	0,509

Суммированием по всем участкам определяем общие потери мощности:

МВт.

Также суммированием определяем общую потерю напряжения до наиболее удаленных потребителей:

;

%.

Полученные потери напряжения меньше допустимых (15%).

Делаем проверку с учетом аварийного режима, для участка на котором в нормальном режиме наблюдается наибольшая потеря напряжения, при этом потеря напряжения возрастет в два раза.

%.

Потери напряжения при аварийном режиме меньше допустимых (20%).

3.2 Кольцевая сеть

Расчетная схема варианта 3 представлена на рисунке 9. Поскольку сеть кольцевая, то условно “разрезаем” источник и разворачиваем кольцо, превращая кольцевую сеть в магистральную линию с двухсторонним питанием.

Рисунок 9 - Расчетная схема варианта 3

Расчет потокораспределения производим, начиная с головного участка по формуле:

, МВт, , Мвар;

где: Li-B - длинна участка, км;

LA-B - длина всей сети, км.

Определим потокораспределение на участке РПП - ТЭЦ:

МВт

Поток мощности на участке 3 - 6 определяем по первому закону Кирхгофа:

МВ·А

Потоки на остальных участках определяем аналогично. Результаты помещаем в таблицу 6, а также наносим на расчетную схему.

Далее, с помощью формулы Илларионова, определяем целесообразную величину номинального напряжения на самом загруженном и протяженном участке РПП - 3:

кВ

Принимаем номинальное напряжение для всей линии 220 кВ.

Выбор сечений проводов проводим методом экономических интервалов аналогично расчету радиально - магистральной сети, при условии что сеть выполнена в одноцепном исполнении Результаты расчетов представлены в таблице 6.

Расчет активных и индуктивные сопротивлений, потерь напряжения и активной мощности аналогичен радиально - магистральной сети ( n = 1). Результаты сведены в таблицу 7.

Таблица 6 - Расчет токов и выбор сечений

Участок	L, км	P, МВт	Q, Мвар	S, МВА	Imax, А	Ip, A	Iпав , A	Iдоп.т, А	сечение, мм2
РПП-3	58	47,183	48,249	67,485	177,102	185,957	----	605	240
3-6	25	21,983	26,577	34,49	90,514	95,04	91,586	605	240
6-2	33	16,883	21,936	27,681	72,634	76,275	110,581	605	240
2-ТЭЦ	40	7,617	0,376	7,262	20,014	21,014	200,51	605	240
ТЭЦ-5	33	20,383	9,788	22,611	59,339	62,306	102,514	605	240
5-4	53	3,683	5,452	6,579	17,267	18,13	164,59	605	240
4-1	83	19,617	20,597	28,444	76,746	78,379	240,216	605	240
1-РПП	78	35,617	32,597	48,282	126,707	133,042	295,237	605	240

Таблица 7 - Некоторые параметры линий

Участок	L, км	r0, Ом/км	R, Ом	x0, Ом/км	X, Ом	?U, %	?P, МВт
РПП-3	58	0,118	6,844	0,435	25,23	3,182	0,644
3-6	25	0,118	2,95	0,435	10,875	0,731	0,073
6-2	33	0,118	3,893	0,435	14,355	0,786	0,062
2-ТЭЦ	40	0,118	4,72	0,435	17,4	0,088	0,006
ТЭЦ-5	33	0,118	3,893	0,435	14,355	0,454	0,041
5-4	53	0,118	6,254	0,435	23,055	0,307	0,006
4-1	83	0,118	9,794	0,435	36,105	1,933	0,164
1-РПП	78	0,118	9,204	0,435	33,93	2,962	0,443

Общие потери мощности составляют:

МВт.

Наиболее тяжелый послеаварийный режим возникает в результате отказа наиболее загруженного участка РПП - 3. При этом кольцевая сеть превращается в магистральную линию с питанием с одной стороны. Расчетная схема линии представлена на рисунке 10. Там же показаны потоки мощности по участкам, определенные по первому закону Кирхгофа. Расчет потери напряжения приведен в таблице 6.

Рисунок 10 - Расчетная схема послеаварийного режима варианта 3

Проверяем выбранные сечения токами послеаварийных режимов. Определяем токи на каждом участке сети по формуле:

, А.

А

Аналогично определяем токи на остальных участках. Результаты помещаем в таблицу 6.

Определяем потери напряжения в послеаварийном режиме, аналогично нормальному режиму. Результаты заносим в таблицу 8.

Таблица 8 - Потери напряжения

Участок	3-6	6-2	2-ТЭЦ	ТЭЦ-5	5-4	4-1	1-РПП	?
?U, %	0,64	1,024	2,255	0,992	2,53	5,564	6,374	19,4

Потери напряжения в послеаварийном режиме меньше допустимых (20%).

3.2 Комбинированная сеть

Расчетная схема варианта 4 представлена на рисунке 11.

Рисунок 11 - Расчетная схема варианта 5

Этот вариант сети представляет собой комбинированную сеть, одна часть которой является кольцевой, а другая - радиально-магистральной.

Рассчитываем потокораспределение на головных участках:

МВт,

Мвар

Проверка баланса

,

28,486+38,414=94,8-28

;

30,209+38,677=79,05-10,146

Будем считать, что баланс практически сошелся.

Целесообразную величину напряжения определяем по наиболее загруженному и протяженному головному участку 6-РПП:

кВ.

Принимаем номинальное напряжение для всей линии 220 кВ.

Выбор номинального напряжения, выбор сечений проводов, расчет параметров линий и некоторых параметров режима произведен аналогично ранее рассмотренным вариантам.

Результаты расчета представлены в таблицах 9 и 10.

Таблица 9 - Расчет токов и выбор сечений

Участок	L, км	P, МВт	Q, Мвар	S, МВА	Imax, А	Ip, A	Iпав , A	сечение, мм2
РПП-5	60	2,486	30,209	30,311	79,546	83,523	264,410	240
5-4	53	23,3	15,145	27,790	72,929	76,575	76,575	240
5-ТЭЦ	33	11,514	0,968	11,555	30,323	31,839	127,478	240
ТЭЦ-2	40	16,486	9,196	18,877	49,540	52,017	200,509	240
2-6	33	8,014	12,364	14,734	38,667	40,600	110,581	240
6-3	25	25,2	21,672	33,237	43,613	45,793	45,793	240
6-РПП	45	38,414	38,677	54,512	143,057	150,209	150,209	240
РПП-1	78	16	12	20,000	26,243	27,555	27,555	240

Расчет показывает, что все выбранные провода выдержат нагрев токами послеаварийных режимов сети.

Таблица 10 - Некоторые параметры линий

Участок	L, км	r0, Ом/км	R, Ом	x0, Ом/км	X, Ом	?U, %	?P, МВт
РПП-5	60	0,118	7,080	0,435	26,100	1,665	0,134
5-4	53	0,118	6,254	0,435	23,055	1,022	0,100
5-ТЭЦ	33	0,118	3,894	0,435	14,355	0,121	0,011
ТЭЦ-2	40	0,118	4,720	0,435	17,400	0,491	0,035
2-6	33	0,118	3,894	0,435	14,355	0,431	0,017
6-3	25	0,118	1,475	0,435	5,438	0,320	0,034
6-РПП	45	0,118	5,310	0,435	19,575	1,986	0,326
РПП-1	78	0,118	4,602	0,435	16,965	0,573	0,038

Общие потери мощности составляют:

МВт.

Наиболее тяжелый послеаварийный режим в кольцевой части сети возникает после отказа участка 6-РПП. Кольцевая линия в послеаварийном режиме превращается в магистральную линию. Ее расчетная схема приведена на рисунке 12

Рисунок 12 - Расчетная схема послеаварийного режима варианта 5

Результаты расчета потокораспределения нанесем на схему.

Проверяем выбранные провода токами послеаварийных режимов. Определяем токи на каждом участке сети аналогично п. 3.2, результаты заносим в таблицу 9.

Определяем потери напряжения в послеаварийном режиме, результаты заносим в таблицу 11.

Таблица 11 - Потери напряжения

Участок	РПП-5	5-4	5-ТЭЦ	ТЭЦ-2	2-6	6-3	?
?U, %	4,659	1,022	1,334	2,255	1,024	0,320	13,207

Потеря напряжения от источника до наиболее удаленных точек в послеаварийном режиме в кольцевой части сети составляет 13,207 %, что меньше допустимого значения (20 %).

4. Выбор трансформаторов на подстанциях потребителей

Мощность трансформаторов для двухтрансформторных подстанций выбирается, с учетом допустимой перегрузки в послеаварийном режиме, возникающем при отключении одного из трансформаторов:

.

Радиально - магистральная сеть (110 кВ)

ПС1: Среди потребителей имеются потребители I, II, III категории. Номинальная мощность трансформаторов должна удовлетворять условию:

МВ·А;

Выбираем два трансформатора ТРДН-25000/110.

ПС2: Среди потребителей имеются потребители I, II и III категории. Номинальная мощность трансформаторов должна удовлетворять условию:

МВ·А;

Выбираем два трансформатора ТРДН-25000/110.

ПС3: Среди потребителей имеются потребители I, II и III категории. Номинальная мощность трансформаторов должна удовлетворять условию:

МВ·А;

Выбираем два трансформатора ТРДН-25000/110.

ПС4: Среди потребителей имеются потребители только III категории. Номинальная мощность трансформаторов должна удовлетворять условию:

МВ·А;

Выбираем два трансформатора ТРДН-25000/110.

ПС5: Среди потребителей имеются потребители только III категории.

Номинальная мощность трансформаторов должна удовлетворять условию:

МВ·А;

Выбираем два трансформатора ТРДН-25000/110.

ПС6: Среди потребителей имеются потребители I, II, III категории.. Номинальная мощность трансформаторов должна удовлетворять условию:

МВ·А;

Выбираем два трансформатора ТМН-6300/110.

Кольцевая сеть и комбинированная сеть

Так как эти сети имеют одинаковое напряжение (220 кВ) и все потребители удовлетворяют условию:

, МВ·А.

То на всех подстанциях устанавливаем два трансформатора ТРДН-40000/220.

5. Технико - экономическое сравнение вариантов и выбор из них лучшего

Сравнение различных вариантов и выбор лучшего из них производится с использованием минимума дисконтированных издержек:

,

где: К - капиталовложения в строительство сети;

Ир.о. - издержки на ремонт и обслуживание;

И?W - издержки на потери электроэнергии;

i - норматив приведения разновременных затрат, i=0,12.

Капитальные затраты определяются по формуле:

,

где: КЛЭП - капиталовложения в линии электропередачи;

КТ - капиталовложения в трансформаторы;

КОРУ - капиталовложения в открытые распределительные устройства;

КПЧЗ - капиталовложения в постоянную часть затрат.

,

где: Куд - удельная стоимость ЛЭП;

L - длина линии;

n - количество цепей;

h=60,22 - индекс перехода от базовых цен 1991 г. к ценам 2011 г.

,

где: Куд - стоимость трансформатора;

nТ - количество трансформаторов;

h=60,22 - индекс перехода от базовых цен 1991 г. к ценам 2011 г.

,

где: Кяч - стоимость ячейки;

nяч - количество ячеек;

h=60,22 - индекс перехода от базовых цен 1991 г. к ценам 2011 г.

Издержки на ремонт и обслуживание определяются по формуле:

,

где: - издержки на ремонт и обслуживание линий электропередачи;

- издержки на ремонт и обслуживание трансформаторов;

- издержки на ремонт и обслуживание открытых распределительных устройств.

Издержки на потери электроэнергии определяются по формуле:

где: - издержки на потери в линии,

- время максимальных потерь,

с=2 руб/кВт ч;

- издержки на потери в трансформаторах,

- потери на холостой ход в трансформаторе,

- потери в обмотках.

5.1 Радиально-магистральная сеть

Рисунок 13 - Однолинейная схема радиально - магистральной сети

Рассчитываем капиталовложения в ВЛ для участка 5 - 4. Удельная стоимость ВЛ выбирается исходя из напряжения ВЛ, сечения провода, количества цепей на опоре и материала опоры.

тыс. руб.

Аналогично определяем капитальные затраты на ВЛ остальных участков сети, результаты расчета заносим в таблицу 12.

Таблица 12

Капитальные вложения в ВЛ радиально-магистральной сети

Участок	L, км	Uном, кВ	марка провода	n	Куд, тыс. руб./км	КЛЭП, тыс. руб.
1-рпп	78	110	ас 120/19	2	64,0	300618
рпп-6	45	110	ас 120/19	2	64,0	173434
6-3	25	110	ас 120/19	2	64,0	96352
6-2	33	110	ас 120/19	2	64,0	127185
2-тэц	40	110	ас 120/19	2	64,0	154163
тэц-5	33	110	ас 120/19	2	64,0	127185
5-4	53	110	ас 150/24	1	42,0	134050
Итого						1112986

Рассчитываем капиталовложения в трансформаторы подстанции 1. Стоимость одного трансформатора выбираем, исходя из его мощности и высшего напряжения. Для подстанции 1 выбраны два трансформатора марки ТРДН - 25000/110 (стоимость одного такого трансформатора на 1991 г. составляла 222 тыс. руб.), тогда капиталовложения в трансформаторы подстанции 1 с учетом индекса перехода к ценам 2011 г. определятся:

тыс. руб.

Аналогично определяем капитальные затраты на трансформаторы остальных подстанций сети, результаты расчета заносим в таблицу 13.

Таблица 13 - Капитальные вложения в трансформаторы

П/ст	Uном, кВ	nТ	Тип	Куд, тыс.руб.	КТ, тыс.руб.
1	110	2	ТРДН 25000/110	222	26738
2	110	2	ТРДН 25000/110	222	26738
3	110	2	ТРДН 25000/110	222	26738
4	110	2	ТРДН 25000/110	222	26738
5	110	2	ТРДН 25000/110	222	26738
6	110	2	ТМН 6300/110	136	16380
Итого:					150068

Рассчитываем капиталовложения в ОРУ подстанции 1.

тыс. руб.

Аналогично рассчитываем капиталовложения в ОРУ остальных подстанций, а также РПП и ТЭЦ. Результаты расчета заносим в таблицу 14.

На подстанциях 1,4 и 3 используется мостиковая схема РУ (два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линии). Стоимость ОРУ напряжением 110 кВ для данной мостиковой схемы на 1991 г. составляла 198 тыс. руб. Капиталовложения в ОРУ с учетом индекса перехода к ценам 2011 г. для подстанций 1,4,3 составят:

тыс. руб.

Таблица 14 - Капитальные вложения в ОРУ

П/ст	Uном, кВ	nяч	Кяч, тыс.руб.	КОРУ, тыс.руб.
1	110	1	198	11924
2	110	8	75	36132
3	110	1	198	11924
4	110	1	198	11924
5	110	8	75	36132
6	110	10	75	45165
Рпп	110	4	75	18066
Тэц	110	4	75	18066
Итого:				189332

Рассчитываем постоянную часть затрат по подстанциям, исходя из схемы подстанции на стороне ВН, высшего и низшего напряжения. На всех подстанциях напряжение 110/10. На подстанциях 1,3 и 4 используется мостиковая схема, постоянная часть затрат на нее для данного напряжения на 1991 г. составляла 360 - 430 тыс. руб. (берем 380). Тогда с учетом индекса перехода к ценам 2011 г. ПЧЗ для подстанций 1,3,4 составит:

тыс. руб.

На остальных подстанциях используются сборные шины, ПЧЗ для каждой такой подстанции на 1991 составляла 490 - 540 тыс. руб. (берем 510). Тогда с учетом индекса перехода к ценам 2011 г. ПЧЗ для каждой подстанций 2, 5, 6 составит:

тыс. руб.

Общая постоянная часть затрат составит:

тыс. руб.

Найдем общие капитальные затраты:

,

тыс. руб.

Определим издержки на ремонт и обслуживание линий электропередачи:

тыс. руб.

Определим издержки на ремонт и обслуживание трансформаторов:

тыс. руб.

Определим издержки на ремонт и обслуживание открытых распределительных устройств:

тыс. руб.

Определим общие издержки на ремонт и обслуживание:

тыс. руб.

Рассчитаем издержки на потери электроэнергии в линии. Для этого найдем время максимальных потерь:

ч.

Издержки на потери в линии:

тыс. руб.

Рассчитываем издержки на потери в трансформаторах подстанции 1. В соответствии со справочными данными для трансформатора ТРДН-25000/110:

кВт и RТ=2,54 Ом.

Рассчитываем потери в обмотках трансформатора:

, МВт.

На подстанции 1 два параллельно работающих трансформатора, следовательно, потери на холостой ход увеличатся в два раза, а потери в обмотках уменьшатся в два раза. Таким образом, издержки на потери в трансформаторах подстанции 1 составят:

тыс. руб.

Аналогично определяем издержки на потери электроэнергии в трансформаторах для остальных подстанций. Результаты расчета сводим в таблицу 15.

Таблица 15 - Издержки на потерях в трансформаторах

П/ст	Uном, кВ	тип тр-ра	?Рхх, МВт	RТ, Ом	Sнагр, А	?Робм, МВт	И?WТ, тыс. руб.
1	110	ТРДН 25000/110	0,027	2,540	20,000	0,084	1261
2	110	ТРДН 25000/110	0,027	2,540	32,636	0,224	1784
3	110	ТРДН 25000/110	0,027	2,540	33,237	0,232	1815
4	110	ТРДН 25000/110	0,027	2,540	27,790	0,162	1554
5	110	ТРДН 25000/110	0,027	2,540	23,150	0,112	1368
6	110	ТМН 6300/110	0,012	16,600	6,896	0,065	647
Итого:							8428

Общие издержки на потери электроэнергии:

тыс. руб.

Дисконтированные издержки для радиально-магистральной сети составят:

5.2 Кольцевая сеть

Рисунок 14 - Однолинейная схема кольцевой сети

Расчет дисконтированных издержек кольцевой сети проводим аналогично расчету дисконтированных издержек радиально-магистральной сети в п. 5.1. Результаты расчетов помещаем в соответствующие таблицы.

Таблица 16 - Капитальные вложения в ВЛ кольцевой сети

Участок	L, км	Uном, кВ	марка провода	nц	Куд, тыс. руб./км	КЛЭП, тыс. руб.
рпп-3	58	220	ас 240/32	1	38	132725
3-6	25	220	ас 240/32	1	38	57209
6-2	33	220	ас 240/32	1	38	75516
2-тэц	40	220	ас 240/32	1	38	91534
тэц-5	33	220	ас 240/32	1	38	75516
5-4	53	220	ас 240/32	1	38	121283
4-1	83	220	ас 240/32	1	38	189934
1-рпп	78	220	ас 240/32	1	38	178492
Итого						922209

Так как на всех подстанциях кольцевой сети установлены трансформаторы типа ТРДН-40000/220, тогда капиталовложения в трансформаторы каждой подстанции составит:

тыс. руб.

Тогда капитальные затраты на трансформаторы составит:

тыс. руб.

Рассчитываем капиталовложения в ОРУ кольцевой сети (см. рис. 14). На подстанциях используется мостиковая схема РУ (мостик с выключателем в перемычке и в цепях линий). Расчеты аналогичны радиально - магистральной сети, результаты заносим в таблицу 17.

Таблица 17 - Капитальные вложения в ОРУ

П/ст	Uном, кВ	nяч	Кяч, тыс.руб.	КОРУ, тыс.руб.
1	220	1	480	28906
2	220	1	480	28906
3	220	1	480	28906
4	220	1	480	28906
5	220	1	480	28906
6	220	1	480	28906
Рпп	220	2	600	72264
Тэц	220	2	600	72264
Итого:				317962

Рассчитываем постоянную часть затрат по подстанциям, исходя из схемы подстанции на стороне ВН, высшего и низшего напряжения. На всех подстанциях кольцевой сети используется мостиковая схема, постоянная часть затрат для данной схемы в 1991 г. составляла 610 тыс. руб. Тогда с учетом индекса перехода к ценам 2011 г. ПЧЗ по подстанциям составит:

тыс. руб.

Найдем общие капитальные затраты:

тыс. руб.

Определим издержки на ремонт и обслуживание линий электропередачи:

тыс. руб.

Определим издержки на ремонт и обслуживание трансформаторов:

тыс. руб.

Определим издержки на ремонт и обслуживание ОРУ:

тыс. руб.

Определим общие издержки на ремонт и обслуживание:

тыс. руб.

Издержки на потери в линии:

тыс. руб.

Издержки на потери в трансформаторах кольцевой сети рассчитываются аналогично как и в п. 5.1. Результаты расчета сводим в таблицу 18.

Таблица 18 - Издержки на потерях в трансформаторах

П/ст	Uном, кВ	Тип трансформатора	?Рхх, МВт	RТ, Ом	Sнагр, А	?Робм, МВт	И?WТ, тыс. руб.
1	220	ТРДН 40000/220	0,05	5,6	20,000	0,046	1925
2	220	ТРДН 40000/220	0,05	5,6	32,636	0,123	2214
3	220	ТРДН 40000/220	0,05	5,6	33,237	0,128	2231
4	220	ТРДН 40000/220	0,05	5,6	27,790	0,089	2087
5	220	ТРДН 40000/220	0,05	5,6	23,150	0,062	1984
6	220	ТРДН 40000/220	0,05	5,6	6,896	0,006	1773
Итого							12214

Общие издержки на потери электроэнергии:

тыс. руб.

Дисконтированные издержки для кольцевой сети составят:

5.3 Комбинированная сеть

Рисунок 15 - Однолинейная схема комбинированной сети

Расчет дисконтированных издержек комбинированной сети проводим аналогично расчету дисконтированных издержек радиально-магистральной сети в п. 5.1 и кольцевой сети в п. 5.2. Результаты расчетов помещаем в соответствующие таблицы.

Капиталовложения в трансформаторы комбинированной сети совпадут с капитальными затратами на трансформаторы кольцевой сети сети, т.к. для них выбраны одинаковые трансформаторы. Таким образом, капитальные затраты на трансформаторы составят:

КТ=289056 тыс. руб.

Таблица 19 - Капитальные вложения в ВЛ комбинированной сети

Участок	L, км	Uном, кВ	марка провода	nц	Куд, тыс. руб./км	КЛЭП, тыс. руб.
рпп-5	60	220	ас 240/32	1	38	137302
5-4	53	220	ас 240/32	1	38	121283
5-тэц	33	220	ас 240/32	1	38	75516
тэц-2	40	220	ас 240/32	1	38	91534
2-6	33	220	ас 240/32	1	38	75516
6-3	25	220	ас 240/32	2	66	99363
6-рпп	45	220	ас 240/32	1	38	102976
рпп-1	78	220	ас 240/32	2	66	310013
Итого						1013503

Рассчитываем капиталовложения в ОРУ комбинированной сети (см. рис. 15). На подстанциях используется мостиковая схема РУ (мостик с выключателем в перемычке и в цепях линий. Результаты по расчетам заносим в таблицу 20.

Таблица 20 - Капитальные вложения в ОРУ

П/ст	Uном, кВ	nяч	Кяч, тыс.руб.	КОРУ, тыс.руб.
1	220	1	480	28906
2	220	1	480	28906
3	220	1	480	28906
4	220	1	480	28906
5	220	8	600	289056
6	220	8	600	289056
Рпп	220	4	600	144528
Тэц	220	2	600	72264
Итого				910526

Рассчитываем постоянную часть затрат по подстанциям, исходя из схемы подстанции на стороне ВН, высшего и низшего напряжения. На всех подстанциях, кольцевой сети используется мостиковая схема, постоянная часть затрат для данной схемы в 1991 г. составляла 610 тыс. руб. На подстанции 2 используются сборные шины. Тогда с учетом индекса перехода к ценам 2011 г. ПЧЗ по подстанциям составит:

тыс. руб.

Найдем общие капитальные затраты:

тыс. руб.

Определим издержки на ремонт и обслуживание линий электропередачи:

тыс. руб.

Определим издержки на ремонт и обслуживание трансформаторов:

тыс. руб.

Определим издержки на ремонт и обслуживание ОРУ:

тыс. руб.

Определим общие издержки на ремонт и обслуживание:

тыс. руб.

Издержки на потери в линии:

тыс. руб.

Издержки на потери в трансформаторах комбинированной сети совпадают с издержками на потери в трансформаторах кольцевой сети. Таким образом, они составят:

тыс. руб.

Общие издержки на потери электроэнергии:

тыс. руб.

Дисконтированные издержки для кольцевой сети составят:

Таким образом, наименьшие дисконтированные издержки мы получили в радиально - магистральной сети (она является экономически выгоднее кольцевой и комбинированной). Дальнейшие расчеты будем производить для радиально - магистральной сети.

6. Уточненный расчет электрических режимов выборного варианта

Для расчета уточненного режима используем исходные данные из пункта 3.1.

Прежде всего, определяем зарядную мощность воздушных линийпо формуле:

, Мвар;

где: b0 - величина погонной реактивной проводимости ВЛ, мкСм/км,

nц - количество цепей, шт.

Для линии 1-РПП половина зарядной мощности составит:

Мвар.

Величина погонной реактивной проводимости линии b0 взята по [5,табл.П4] для ВЛ - 110 кВ с проводом марки АС-120/19. Расчет зарядных мощностей для остальных линий проведен в таблице 21.

Таблица 21 - Расчет зарядных мощностей ВЛ

Участок	Uном, кВ	L, км	nц	Провод	b0·10-6, См/км	Qзар/2, Мвар
1-рпп	110	78	2	АС 120/19	2,66	2,511
рпп-6	110	45	2	АС 120/19	2,66	1,448
6-3	110	25	2	АС 120/19	2,66	0,805
6-2	110	33	2	АС 120/19	2,66	1,062
2-тэц	110	40	2	АС 120/19	2,66	1,287
тэц-5	110	33	2	АС 120/19	2,66	1,062
5-4	110	53	1	АС 150/24	2,7	0,866

6.1 Уточненный расчет режима наибольших нагрузок

Определяем расчётную нагрузку подстанций для этого режима. На подстанции 1 установлены два трансформатора ТРДН-25000/110. Активные потери холостого хода одного такого трансформатора ?Рх=27 кВт, реактивные ?Qх=175 кВАр. Сопротивления: активное Rт=2,54 Ом, реактивное Хт= 55,9 Ом.

Определяем потери мощности в трансформаторах:

, Мвар;

Аналогичный расчёт делаем для других подстанций, данные заносим в таблицу 22.

Расчётная нагрузка подстанции 1 составит:

Sрасч1=Sнб1+2Рх+ j2Qx+ Робм+ jQобм - jQзар5-1/2,Мвар;

Sрасч1= 16+6+2·0,027+0,029+2·j0,175+ j0,628+ j2,511= 16,083+j4,467 Мвар

Результаты сводим в таблицу 23.

SрасчТЭЦ= -(28+j10,146) - j1,282 - j1,062 = -(28+j12,49)

Таблица 22 - Потери мощности в обмотках трансформаторов

П/ст	Рi, МВт	Qi, МВАр	Тип трансформатора	Rт, Ом	Хт, Ом	?Робм, МВт	?Qобм, МВАр
1	16	6	ТРДН -25000/110	2,54	55,9	0,029	0,628
2	24,5	7,16	ТРДН -25000/110	2,54	55,9	0,074	1,62
3	25,2	7,272	ТРДН -25000/110	2,54	55,9	0,072	1,589
4	23,3	5,145	ТРДН -25000/110	2,54	55,9	0,06	1,315
5	16,7	6,032	ТРДН -25000/110	2,54	55,9	0,033	0,728
6	5,1	1,441	ТМН 6300/110	14,7	220,4	0,003	0,063

Таблица 23 - Расчётные нагрузки подстанций в режиме наибольших нагрузок

П/ст	Рi, МВт	Qi, МВАр	?Робм, МВт	?Qобм, МВАр	Рх, МВт	Qх, МВАр	Ррасч, МВт	Qрасч, МВАр
1	16	6	0,029	0,628	0,027	0,175	16,083	4,467
2	24,5	7,16	0,074	1,62	0,027	0,175	24,628	8,068
3	25,2	7,272	0,072	1,589	0,027	0,175	25,326	8,406
4	23,3	5,145	0,06	1,315	0,027	0,175	23,414	5,944
5	16,7	6,032	0,033	0,728	0,027	0,175	16,787	6,048
6	5,1	1,441	0,003	0,063	0,0115	0,0504	5,126	0,157

Составляем расчетную схему сети (рис. 16).

Рисунок 16 - Расчетная схема режима наибольших нагрузок

Проводим уточненный расчет потокораспределения:

Поток мощности в конце участка 5 - 4 магистральной линии принимается равным расчётной нагрузки 1 потребителя.

Мвар

Определяем потери на участках:

, Мвар;

Тогда поток в начале участка составит:

, Мвар;

Расчеты по остальным участкам производим аналогично. Результаты помещаем в таблицу 24 и наносим на расчетную схему (рис 16).

Рисунок 17 - Уточненная расчетная схема для режима наибольших нагрузок

Таблица 24 - Уточненный расчет потокораспределения

Участок	Pк, МВт	Qк, Мвар	R, Ом	Х, Ом	Р, МВт	Q, Мвар	Рн, МВт	Qн, Мвар
1-рпп	16,083	4,467	9,516	16,653	0,219	0,383	16,302	4,85
рпп-6	67,281	16,133	5,49	9,608	2,172	3,801	69,453	19,934
6-3	25,326	8,406	3,05	5,338	0,179	0,314	25,505	8,72
6-2	36,829	7,57	4,026	7,046	0,47	0,823	37,299	8,393
2-тэц	12,201	-0,498	4,88	8,54	0,06	0,105	12,261	-0,393
тэц-5	40,201	11,992	4,026	7,046	0,586	1,025	40,787	13,017
5-4	23,414	5,944	10,812	22,26	0,521	1,074	23,935	7,018

Общие потери активной мощности в этом режиме МВт

Двигаясь от начала линии к её концу, определяем точные значения напряжений на всех подстанциях.

На шинах РПП во всех режимах поддерживается напряжения 1,05 от номинального.Uрпп=110·1,05=115,5 кВ. Напряжение рассчитывается по формуле:

, кВ

Рассчитаем напряжение на подстанции 6:

Расчеты по остальным участкам выполнены аналогично. Результаты помещены в таблицу 25.

Таблица 25 - Расчет напряжения на шинах подстанций

Участок	U, кВ	?U, кВ	П/ст	UВ, кВ
1-РПП	2,042	1,951	1	113,474
РПП-6	4,960	4,830	2	113,705
6-3	1,077	0,948	3	114,427
6-2	1,812	1,983	4	111,977
2-ТЭЦ	0,489	0,923	5	113,302
ТЭЦ-5	2,216	2,034	6	110,646
5-4	3,593	3,956	РПП	115,500
	ТЭЦ	115,015

6.2 Уточненный расчет режима наименьших нагрузок

Определяем нагрузки потребителей в этом режиме. Согласно заданию активная мощность снижается на 50 %, а tg увеличивается на 0,03. Тогда для первого потребителя:

Pнмi=(1 - 0,4) · Рнбi,

Pнм1=(1 - 0,5) · 16=8 МВт

Мвар

Проверяем целесообразность отключения одного из параллельно работающих трансформаторов. Отключение выгодно, если выполняется условие:

Проверяем целесообразность отключения одного из трансформаторов для ПС1

 Мвар

Результаты по расчетам заносим в таблицу 26.

Из расчета видно, что отключение одного трансформатора возможно только на подстанции 6.

Таблица 26 - Мощности потребителей в режиме наименьших нагрузок

П/ст	Рнм, МВт	Qнм, Мвар	Sнм, Мвар	?Рх, МВт	?Рк, МВт	Sоткл, Мвар
1	8,000	6,240	10,146	0,027	0,120	16,771
2	12,250	11,148	16,563	0,027	0,120	16,771
3	12,600	11,214	16,868	0,027	0,120	16,771
4	11,650	7,573	13,895	0,027	0,120	16,771
5	8,350	8,266	11,749	0,027	0,120	16,771
6	2,550	2,397	3,500	0,012	0,044	4,555

Определяем расчётную нагрузку подстанций для этого режима, аналогично п. 6.1.

Для подстанции 1:

Мвар,

Sрасч1= 8+j6,24+2·0,027+0,011+2·j0,175+ j0,238- j2,511= 8,065+j4,317 Мвар

Расчетные мощности остальных подстанций определены аналогично. Результаты сведены в таблице 27 и нанесены на расчетную схему (рис.17).

Таблица 27 - Расчётные нагрузки подстанций в режиме наименьших нагрузок

П/ст	Рнм, МВт	Qнм, Мвар	Тип тр-ра	?Робм, МВт	?Qобм, МВАр	Рх, МВт	Qх, МВАр	Ррасч, МВт	Qрасч, МВАр
1	8,000	6,240	ТРДН -25000/110	0,011	0,238	0,027	0,175	8,065	4,317
2	12,250	11,148	ТРДН -25000/110	0,029	0,634	0,027	0,175	12,333	11,07
3	12,600	11,214	ТРДН -25000/110	0,03	0,657	0,027	0,175	12,684	11,416
4	11,650	7,573	ТРДН -25000/110	0,02	0,446	0,027	0,175	11,724	7,503
5	8,350	8,266	ТРДН -25000/110	0,014	0,319	0,027	0,175	8,418	7,873
6	2,550	2,397	ТМН 6300/110	0,007	0,112	0,012	0,0504	4,977	1,235

SрасчТЭЦ= -(28+j10,164) - j1.282 - j1,062 = -(28+j12,49) МВ•А

Рисунок 18 - Расчетная схема для режима наименьших нагрузок

Проводим уточненный расчет потокораспределения, аналогично п. 6.1:

Мвар,

Мвар,

Мвар.

Аналогично рассчитываем потоки на остальных участках, результаты заносим в таблицу 28 и наносим на расчетную схему (рис.19).

Таблица 28 - Уточненный расчет потокораспределения

Участок	Pк, МВт	Qк, Мвар	R, Ом	Х, Ом	?P, МВт	?Q, Мвар	Рн, МВт	Qн, Мвар	?U, кВ	?U, кВ
1-РПП	8,065	4,317	9,516	16,653	0,066	0,115	8,131	4,432	1,309	0,807
РПП-6	22,136	14,139	5,49	9,608	0,313	0,548	22,449	14,687	2,289	1,169
6-3	12,684	11,416	3,05	5,338	0,073	0,128	12,757	11,544	0,870	0,285
6-2	4,475	13,958	4,026	7,046	0,072	0,126	4,547	14,084	1,018	-0,214
2-ТЭЦ	-7,858	2,888	4,88	8,54	0,028	0,049	-7,83	2,937	-0,114	-0,703
ТЭЦ-5	20,142	15,378	4,026	7,046	0,214	0,374	20,356	15,752	1,670	0,693
5-4	11,724	7,503	10,812	22,26	0,173	0,356	11,897	7,859	2,628	1,557

Общие потери активной мощности в этом режиме МВт

Рисунок 19 - Уточненная расчетная схема для режима наименьших нагрузок

Определяем точные значения напряжений на всех подстанциях. Для подстанции 3:

Аналогично находим напряжения на других подстанциях, результаты заносим в таблицу 29:

Таблица 29 - Расчет напряжения на шинах подстанций

ПС	1	2	3	4	5	6	ТЭЦ	РПП
U,кВ	114,194	114,483	114,630	112,882	113,832	113,217	115,616	115,500

6.3 Уточненный расчет послеаварийного режима

В качестве наиболее тяжелого послеаварийного режима выбираем режим, возникающий в часы наибольших нагрузок после отказа одной из цепей на участке РПП - 6. Соответственно сопротивления на этих участках увеличатся вдвое, а зарядная мощность ВЛ уменьшится в два раза. Расчеты аналогичны предыдущим пунктам, все результаты сведены в таблицу 30.

Расчетные нагрузки подстанций 1, 2, 3, 4, 5 остаются такими же, как в нормальном режиме наибольших нагрузок, а расчетная нагрузка подстанции 6 изменится за счет уменьшения зарядных мощностей отключенных ВЛ:

Sрасч6= (5,126+j0,157) + j0,724 = (5,126+j0,881) Мвар.

Таблица 30 - Уточненные параметры подстанций и линий в послеаварийном режиме

Участок	Pк, МВт	Qк, Мвар	R, Ом	Х, Ом	?P, МВт	?Q, Мвар	Рн, МВт	Qн, Мвар	?U, кВ	?U, кВ
1-РПП	16,083	4,467	9,516	16,653	0,219	0,383	16,302	4,85	2,042	1,951
РПП-6	67,281	16,857	10,98	19,216	2,172	3,801	69,453	20,658	10,039	9,591
6-3	25,326	8,406	3,05	5,338	0,179	0,314	25,505	8,72	1,077	0,948
6-2	36,829	7,57	4,026	7,046	0,47	0,823	37,299	8,393	1,812	1,983
2-ТЭЦ	12,201	-0,498	4,88	8,54	0,06	0,105	12,261	-0,393	0,489	0,923
ТЭЦ-5	40,201	11,992	4,026	7,046	0,586	1,025	40,787	13,017	2,216	2,034
5-4	23,414	5,944	10,812	22,26	0,521	1,074	23,935	7,018	3,593	3,956

Общие потери активной мощности в этом режиме МВт

Рисунок 20 - Уточненная расчетная схема для послеаварийного режима

Производим расчет падения напряжения и напряжения на шинах 110 кВ всех потребителей. Результаты помещаем в таблицу 30и 31.

Таблица 31 - Напряжения потребителей в послеаварийном режиме

ПС	1	2	3	4	5	6	ТЭЦ	РПП
U,кВ	113,474	113,705	114,427	111,977	113,302	105,896	115,015	115,500

7. Проверка достаточности регулировочного диапазона трансформаторов

Рисунок 21 - Схема замещения трансформатора

Режим наибольших нагрузок

Проверяем достаточность регулировочного диапазона РПН на П/ст1.

,Мвар,

;

Мвар

Определим для П/ст 1 низшее напряжение, приведенное к высшему:

, кВ,

кВ;

Тогда фактическое низшее напряжение, поддерживаемое на ПС1, составит:

, кВ.

Полученное напряжение отличается от желаемого напряжения, равного кВ, значит, необходимо отрегулировать это напряжение.

Определим напряжение, соответствующее желаемому коэффициенту трансформации:

кВ.

Определим величину, на которую необходимо изменить высшее напряжение:

Изменение напряжения за счет регулирования уровня одной ступенью составит ( берется из паспортных данных трансформатора):

кВ.

Тогда необходимое количество ступеней составит:



Тогда напряжение ответвления составит:

кВ.

Определим отрегулированное низшее напряжение:

кВ.

Проводим аналогичные результаты для остальных подстанций, результаты заносим в таблицу 39. Также аналогично режиму наибольших нагрузок производим расчеты для режима наименьших нагрузок и послеаварийного режима результаты заносим в соответствующие таблицы.

Таблица 32 - Проверка достаточности регулировочного диапазона РПН трансформаторов в режиме наибольших нагрузок

П/ст	Uв ном, кВ	Uн ном, кВ	Uв, кВ	UНВ, кВ	UНфакт, кВ	nрасч	nфакт	Uн отр, кВ
1	115	10,5	113,474	111,665	10,665	-1,629	-2	10,572
2	115	10,5	113,705	111,323	10,164	-1,796	-2	10,54
3	115	10,5	114,427	112,04	10,23	-1,446	-2	10,607
4	115	10,5	111,977	110,119	10,054	-2,385	-3	10,621
5	115	10,5	113,302	111,462	10,177	-1,728	-2	10,553
6	115	11	110,646	100,901	9,651	-6,888	-7	11,025

Таблица 33 - Проверка достаточности регулировочного диапазона РПН трансформаторов в режиме наименьших нагрузок

П/ст	Uв ном, кВ	Uн ном, кВ	Uв, кВ	UНВ, кВ	UНфакт, кВ	nрасч	nфакт	Uн отр, кВ
1	115	10,5	114,194	112,396	10,262	-2,604	-3	10,841
2	115	10,5	114,483	111,812	10,209	-1,555	-2	10,586
3	115	10,5	114,630	112,241	10,248	-2,759	-3	10,826
4	115	10,5	112,882	111,047	10,139	-3,953	-4	10,916
5	115	10,5	113,832	112,001	10,226	-2,999	-3	10,803
6	115	11	113,217	111,255	10,642	-3,745	-4	11,458

Таблица 34 - Проверка достаточности регулировочного диапазона РПН трансформаторов в послеаварийном режиме

П/ст	Uв ном, кВ	Uн ном, кВ	Uв, кВ	UНВ, кВ	UНфакт, кВ	nрасч	nфакт	Uн отр, кВ
1	115	10,5	113,474	111,665	10,159	-1,629	-2	10,575
2	115	10,5	113,705	111,332	10,165	-1,792	-2	10,545
3	115	10,5	114,427	112,033	10,229	-2,967	-3	10,806
4	115	10,5	111,977	110,128	10,055	-2,38	-3	10,622
5	115	10,5	113,302	109,429	9,991	-2,721	-3	10,555
6	115	11	105,896	103,798	9,928	-5,472	-5	10,898

8. Уточнение баланса мощности и определение себестоимости передачи электрической энергии

Уточняем необходимое количество компенсирующих устройств. Для этого суммируем потоки активной и реактивной мощности на головных участках для режима наименьших нагрузок:

Определяем потребляемую активную и реактивную мощность из системы:

,

,

МВт,

Мвар.

Определяем реактивную мощность энергосистемы:

,

Мвар.

Т. к. , то принимаем решение увеличить общее количество компенсирующих устройств на:

; штук

Компенсирующие устройства следует увеличить на подстанциях ближайших к РПП. Таким образом увеличиваем КУ на подстанциях 1 и 6, тогда реактивная мощность, потребляемая на этих подстанциях после уменьшения КУ составит:

Мвар;

Мвар;

Тогда общее количество КУ составит 151+12=163

Определение себестоимости передачи электрической энергии

Pmax = 110,8 МВт - мощность потребляемая из сети в режиме наибольших нагрузок.

Pmin = Pmax •0,5 = 55,4 МВт - мощность потребляемая из сети в режиме наименьших нагрузок.

?Pmax = 4,207 МВт - потери активной мощности в линиях в режиме наибольших нагрузок.

?Pmin = 0,939 МВт - потери активной мощности в линиях в режиме наименьших нагрузок.

Тнб = 5300 число часов использования максимума

Определим число часов работы с максимальной нагрузкой, и число часов работы с минимальной нагрузкой.

Pmax•Tmax = Pmax •tmax + Pmin •tmin

tmax + tmin = 8760.

110,8•5300 = 110,8• tmax + 77,56•tmin;

tmax + tmin = 8760.

Число часов работы с максимальной нагрузкой tmax = 1840 ч,

Число часов работы с минимальной нагрузкой tmin = 6920 ч.

Потери электроэнергии в сети:

?W = ?Pmax • tmax + ?Pmin • tmin,

?W = 4,207•1840 + 0,939•6920 = 14238,76 МВт•ч.

Полезный отпуск энергии в сеть:

Wп = Pmax • tmax + Pmin • tmin,

Wп = 110,8•1840 + 55,4•6920 = 587240 МВт•ч.

Вся энергия, отпущенная в сеть за год:

W = ?W + Wп,

W = 14238,76 + 587240 = 601478,76.

Издержки на потери энергии:

И?W = ?W•с,

И?W = 14238,76 • 2 = 28477,52 тыс. руб.

Стоимость КУ:

КЗ = КУД • QКУ • n • 60,22

КЗ = 450 • 0,4 • 163 • 60,22 = 1766854,8 тыс. руб.

Количество выключателей на стороне низшего напряжения подстанции:

n6,10 =,

где: - нагрузка на ПС (с учетом изменения количества КУ),

- мощность одного фидера.

,

,

,

,

.

Стоимость выключателей:

Тогда дисконтированные издержки составят:

Себестоимость переданной потребителям энергии составит:

.

КПД спроектированной сети составит:

%

Заключение

В выполненной курсовой работе была спроектирована сеть для электроснабжения промышленного района.

В качестве исходных данных были заданы электрические нагрузки потребителей, представленные в виде активной мощности в часы максимума и коэффициента мощности, а также категория потребителей по требуемой надежности электроснабжения. Также было задано географическое расположение потребителей и источников питания.

В ходе проектирования были составлены варианты сети и рассчитаны потокораспределения в них; определены экономически целесообразные напряжения и сечений проводов для линий с учетом технических ограничений; произведено технико-экономическое сравнение вариантов и выбор из них наиболее оптимального; расчет основных режимов проектируемой сети; компенсация реактивной мощности; обеспечение необходимого качества электроэнергии, поставляемой потребителям.

Основные параметры спроектированной сети:

- дисконтированные издержки ДИ = 3681021,8 тыс. руб.;

- себестоимость передаваемой энергии C0 = 9,46 коп/кВт •ч;

- КПД сети ? = 97,63%.

Список использованных источников

1 Хусаинов И.М. Примеры расчетов электрических сетей: Учебное пособие для студентов специальности 100400 и направления 551700. Саратов: СГТУ. 1998 94 с.

2 Идельчик В.И. Электрические системы и сети. М.: Энергоатомиздат, 1989. 592 с.

3 Выбор номинального напряжения и конфигурации схемы электрической сети: Методические указания к курсовому и дипломному проектированию для студентов специальности «Электроснабжение» / Сост. В.И. Мошкин. - Курган: Изд-во КГУ, 2004. - 24 с.

4 Проектирование системы электроснабжения промышленного предприятия. Ч.1: Методические указания к курсовому проектированию для студентов специальности «Электроснабжение» / Сост. В.И. Мошкин, Н.С. Деркач, Т.А. Стрижова. - Курган: Изд-во КГУ, 2005. - 55 с.

5 Проектирование системы электроснабжения промышленного предприятия. Ч. 2: Методические указания к курсовому проектированию для студентов специальности «Электроснабжение» / Сост. В.И. Мошкин, Н.С. Деркач, Т.А. Стрижова- Курган: Изд-во КГУ, 2006. - 31 с.

6 Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования: Методическое пособие по дисциплине «Электроэнергетические системы и сети» для студентов специальностей 100200 - Электроэнергетические системы и сети, 100100 - Электрические станции, 210400 - Релейная защита и автоматизация электроэнергетических систем очной, заочной и заочной в сокращенные сроки форм обучения / Сост. С.С. Ананичева, А.Л. Мызин, С.Н. Шелюг - Екатеринбург: Изд-во УГТУ-УПИ, 2005. -52 с.

Размещено на Allbest.ru