Задачами раздела является выбор конструктивного исполнения ВЛ, определения поправочных коэффициентов к стоимости элементов сети и расчет величин, общих для проекта в целом. Область, включающая электрифицируемый район - Иркутская. Необходимо определить капитальные вложения на сооружение линии, подстанций. Расчет выполняется на основе укрупненных показателей стоимости(УПС). Для характеристики климатических условий в проекте достаточно определить нормативные значения максимальной скорости ветра V о толщины стенки гололеда. Выбор материала опор производится путем технико - экономического обоснования с учетом климатических условий района сооружения ВЛ. Иркутская область относится к ОЭС Сибири. Принимаем коэффициент удлинения трассы Кудл = 1,2. С учетом климатических условий данного района целесообразно применять железобетонные опоры.

Определим время максимальных потерь. Это время вычисляется по формуле ([1] 2.2):

Удельные затраты на возмещение потерь определяются по графику для данного района: в'(t') = 2,8 коп/кВтч, В''(t'') = 1,8 коп/кВтч , где t' = ф/бm = 2099 (часов),

где бm - коэффициент попадания дополнительных потерь в максимум энергосистемы. бm =0,9; t'' = 8760.

Составление и обоснование вариантов схемы электрической сети

Основными задачами раздела являются разработка нескольких схем сети и выбор из их числа двух наиболее предпочтительных. Также следует предварительно оценить возможность ИП обеспечить потребность электрической сети в реактивной мощности. Для этого возможна установка на подстанциях дополнительных КУ - батарей статических конденсаторов, синхронных компенсаторов и т.п., мощность которых определяется из баланса реактивной мощности для режима максимальных нагрузок.

Баланс реактивной мощности и выбор компенсирующих устройств. Уравнение баланса реактивной мощности имеет вид:

Qип+Qку+?Qc У = QУ+?Qл У +У ?QTj ([1], 3,1) , где

Qип - реактивная мощность ИП;

Qку - суммарная мощность дополнительно устанавливаемых КУ (которую находят из условий баланса);

?Qc У - зарядная мощность всех линий проектируемой сети,

?Qл У - потери реактивной мощности в линии,

У ?QTj - потери реактивной мощности в трансформаторах, j-й подстанции. Определим суммарное потребление активной и реактивной мощности.

Для определения реактивной составляющей полной мощности воспользуемся формулой:

Данные о подстанциях сведем в таблицу 1,1:

Суммарное потребление мощности:

Активной РУ - 65 МВт; Реактивной Q'У- 35,45 МВт;

Величина располагаемой реактивной мощности ИП определяется по формуле:

Qип= Рип tgфип = (РУ + ? РУ) tgфип ([1], 3,2) , где

Рип - активная мощность ИП,

? РУ - суммарные потери активной мощности,

где принято, что равно ? РУ 4% от РУ

Qип = 1,04РУ tgфип

tgфип = 0,426 (сosфип = 0,92)

Qип = 1,04Ч65Ч0,426 = 28,79 Мвар

Потери в трансформаторах составляют основную часть потерь реактивной мощности электрической сети. ?QT лежат в пределах 6-10% от Smax, таким образом:

У?QTj = (0,06-0,08) = 5,92 Мвар. ([1], 3.3)

Для ВЛ 35-220 кВ принимаются ?Qc У и ?Qл У равными при ориентировочных расчетах, поэтому эти величины можно исключить из баланса мощности:

Qку = QУ + У ?QTj - Qип,

Qку =35,45+5,92 - 28,79 = 12,58 Мвар

Определим мощности Ку на каждой подстанции:

Qку = Q'max - Pmaxi tgфс ([1], 3.5),

Qкуj=Рmaxj(tgфj- tgфс) где

tgфс - средний коэффициент мощности для сети, определяемый по формуле:

tgфс = (QУ - Qку) / РУ = (35,45 - 12,58 ) / 65 = 0,351 ([1], 3.4)

для каждой подстанции:

1. QКУ1 = 10(0,646-0,351) = 2,95 Мвар

2. QКУ2 = 15(0,593-0,351) = 3,63 Мвар

3. QКУ3 = 20(0,426-0,351) = 1,50 Мвар

4. QКУ4 = 15(0,534-0,351) = 2,745 Мвар

5. QКУ5 = 5(0,698-0,351) = 1,735 Мвар

На основании потребной мощности компенсирующих устройств для каждой из подстанций производится выбор числа и мощности серийно выпускаемых промышленностью комплектных конденсаторных установок Qку* (ККУ) или синхронных компенсаторов (СК), возьмем единичные номинальные мощности ККУ 400 кВар.

Qку*1=0,48 = 3,2

Qку*2=0,48 = 3,2

Qку*3=0,44 = 1,6

Qку*4=0,48 = 3,2

Qку*5=0,44 = 1,6

После выбора для каждого пункта потребления номинальных мощностей КУ (Qку*) определяем максимальные реактивные (Qmax) и полные (Smax) мощности нагрузок подстанций

Qmax j = Q'max j - Qку*j

Qmax 1= 6.46-3.2 = 3.26 Qmax2 = 8.895-3.2 = 5.695

Qmax3 = 8.52-1.6 = 6.92 Qmax4 = 8.085-3.2 = 4.885

Qmax5 = 3.49-1.6 = 1.89

Smax = ([1], 3,6) Smax1= = 10,518 Smax2= = 16,045 Smax3= = 21,163 Smax4= = 15,773

Smax5= = 5,345

Таблица 1.2

Разработка вариантов схемы районной сети.

Исходными данными этой задачи являются величины максимальных (расчетных) нагрузок потребителей по категориям надежности электроснабжения, а также взаимное расположение понижающих п/ст и источника питания.

Разработку отдельного варианта схемы сети выполняем по следующему плану:

1. Намечаем конфигурацию сети;

2. Определяем приближенное потокораспределение в сети для максимального режима ;

3. Для каждой ветви схемы намечаем одно-два номинальных напряжения;

4. Для всех участков сети выбираем сечение проводов;

5. Производим выбор трансформаторов и схем соединения п/станций;

6. Используя УПС определяем сумму расчетных стоимостей ЛЭП, трансформаторов РУ 35-220 кВ.

Выбор конфигурации сети.

Конфигурация схемы сети является не только условием надежности электроснабжения, но и взаимным расположением понижающих п/ст. между собой и источником питания, а также соотношением нагрузок узлов потребления.

Задачей расчета является предварительное сопоставление трех схем электрической сети разной конфигурации.

Наивыгоднейшая схема выбирается путем расчета сравнительной экономической эффективности капитальных вложений.

1. Капиталовложения в электрическую сеть К состоят из вложений на содержание воздушных линий (Кл) и подстанций (Кп):

К = К'з К'л + K''з К''л = Кл + Кп ([2], 4.1),где

К'з, K''з - укрупненные зональные коэффициенты.

Для начала определим капиталовложения на содержание ВЛ.

Схема 1

Линии - одноцепные, на железобетонных опорах.

Все линии на напряжение 110 кВ, на участках провода марки АС-185/29, АС-120/19, АС-150/24.

С учетом зонального коэффициента имеем:

Кл = К j * К'з = 1597.8 * 1,1 = 1757.58 тыс. руб.

2. Капиталовложения в подстанции состоят из ряда составляющих:

Кпi = Кпостi + Ктi + Кору ([2], 4.3),

где Кпост - постоянная часть затрат на подстанции, принимаемая в зависимости от напряжения и схемы электрических соединений на стороне ВН.

Для каждой подстанции:

1. Кпост1 = 210 тыс.руб.

2. Кпост2 = 210тыс.руб.

3. Кпост3 = 210 тыс.руб.

4. Кпост4 = 210 тыс.руб.

5. Кпост5 = 210 тыс.руб.

6. Кпост= 1050 тыс. руб

Кт - сумма расчетных стоимостей трансформаторов на данной подстанции:

1. Кт1 = 2 * 48 = 96 тыс.руб.

2. Кт2 = 2 * 40 = 80 тыс.руб.

3. Кт3 = 2 * 40 = 80 тыс.руб.

4. Кт4 = 2 * 40 = 80 тыс.руб.

5. Кт5 = 2 * 36 = 72 тыс.руб.

6. Кт = 408 тыс.руб

Кору - стоимость распределительного устройства на стороне ВН на i-й подстанции:

1. Кору1 = 75 тыс.руб.

2. Кору2 = 75 тыс.руб.

3. Кору3 = 75 тыс.руб.

4. Кору4 = 75 тыс.руб.

5. Кору5 = 75 тыс.руб.

6. Кору=375тыс.руб

Кору берется в зависимости от схемы присоединения, количества выключателей.

Кп = 1,1(1050+375+408) = 3773,88 тыс.руб.

3. Ежегодные издержки на эксплуатацию сети:

U = U'л + U'п + Зпот = (Qл/100)*Кл + (Qп/100)Кп + Зпот,

где ([2], 4.4)

Uл,Uп - ежегодные сумму отчислений на амортизацию и затрат на обслуживание.

Зпот - затраты на возмещение потерь мощности и электроэнергии сети.

Зпот = ?A' З'э + ?A'' З''э,

где ([2], 4.5)

З'э, З''э - стоимость 1 кВт ч и потерь энергии,

?A' - потери электроэнергии, зависящие от нагрузки, они складываются из потерь в линиях и потерь КЗ в трансформаторах.

Потери в линии:

,

где U = 110 кВ, S - максимальная мощность, потребляемая на подстанции,

rУД - удельное сопротивление линии,

l - длина линии,

n - количество цепей (n = 2).(см.табл.)

?A” - потери электроэнергии, не зависящие от нагрузки - потери холостого хода в трансформаторах.

?Р = 2 *(28+38+38+38+23) = 330 кВт;

Коэффициенты З'э и З''э принимаем по графику:

З'э = 2,8 коп/кВт ч; З''э = 1,8 коп/кВт ч;

Затраты на потери:

Зпот = 52,03+71,56=123,59 тыс.руб.

Суммарные нормы затрат на обслуживание и отчисления на амортизацию для линий (Qл) и подстанций (Qп):

Qл = 2,8 %; Qп = 9,4 %, - справочные величины.

Тогда:

U = (Qл/100)*Кл + (Qп/100)Кп + Зпот = (2,8/100)*1757,58 + (9,4/100) * 2016,3 + 123,59 = 495,05 тыс.руб.

4. Приведенные затраты:

З = Ен*К + U, где Ен = 0,12 руб/год

норматив сравнительной эффективности капиталовложений:

З = 0,12*3773,88+495,05 = 947,91 тыс.руб.

Для других схем расчёты аналогичны и приведены в виде таблиц:

электроэнергия схема сеть напряжение

Схема2

Схема 3

После сравнение вариантов схем можно сделать вывод, что строительство сети по схеме 1 выгоднее, т.к.затраты на её строительство и обслуживание меньше, чем для схемы 2 и 3.

Расчет основных режимов электрической сети