3,550

245,590

6,197

11

11,523

2,073

+10

10,213

6,067

12

127,299

3,548

+4

119,620

6,194

13

127,029

3,126

119,545

5,876

14

12,067

1,692

+8

9,973

4,845

15

126,659

3,211

119,325

5,949

16

11,990

0,168

+7

10,094

4,086

Таблица 32. Потокораспределение в сети в режиме минимальных нагрузок

Номер ветви	Номера узлов	Мощность начала ветви, МВА	Мощность конца ветви, МВА
	Начало	Конец	Активная	Реактивная	Активная	Реактивная
1	1	2	-277,187	-9,950	-286,914	-11,905
2	2	3	23,009	-58,521	22,748	-31,381
3	2	4	-556,191	-73,571	-557,280	-120,409
4	2	5	108,138	60,149	108,000	52,307
5	3	6	4,553	0,622	4,550	0,554
6	3	8	8,913	-15,462	8,886	-5,025
7	7	8	-0,391	-2,547	-0,391	6,005
8	3	7	9,237	-16,855	9,204	-6,429
9	8	9	8,405	0,564	8,400	0,451
10	7	10	9,505	-4,512	9,504	-4,609
11	10	11	1,400	0,014	1,400	0,011
12	10	12	8,103	-4,623	8,102	-4,623
13	12	13	5,978	-3,104	5,969	1,020
14	13	14	5,956	0,940	5,950	0,830
15	12	15	2,124	-1,518	2,116	0,294
16	15	16	2,105	0,243	2,100	0,174

Суммарные потери активной мощности в сети - 11,313 МВт.

Суммарные потери реактивной мощности в сети - 94,894 МВАр.

Из результатов расчетов видно, что напряжение в узлах 6, 9, 11, 12, 14, 16 которые соответствуют шинам низшего напряжения подстанций 1, 2, 3, 4 и 5 соответственно, превышают допустимое соотношение 1,1 от номинального напряжения. Это означает, что в режиме летнего минимума необходимо произвести регулирование напряжения. Желаемое напряжения на низшей ступени должно составлять 0,99 - 1,01 от номинального в периоды зимнего минимума и летнего максимума. Результаты регулирования напряжения в период зимнего минимума приведены в таблице 31.

3. Основные технико-экономические показатели сети

Таблица 33. Стоимость линий

Линия	Марка провода	Исполнение	К0, тыс. руб.	l, км	КЛЭП, тыс. руб.	КЛЭП с просекой, тыс. руб.
B-2	АСО-240	1+1	519	92	95496	99360
2-4	АСО-240	1	519	68	35292	38148
2-3	АСО-240	1	519	68	35292	38148
3-4	АСО-240	1	519	55	28545	30885
4-1	АС-70	1+1	438	57	49932	52155
4-5	АС-70	1	438	50	21900	23850
Итого: 282546

Суммарные капиталовложения в строительство линий:

=282546 тыс. руб.

Ежегодные издержки на ремонт и обслуживание линий:

тыс. руб.,

Таблица 34. Стоимость трансформаторов

№ТП	Количество трансформаторов	Тип трансформатора	Стоимость одного трансформатора, тыс. руб.	Стоимость трансформаторов, тыс. руб.
1	2	ТДН-16000/110	1890	3780
2	2	ТРДН-32000/220	5070	10140
3	2	ТРДН-32000/220	5070	10140
4	2	АТДЦТН-63000/220/110	6030	12060
5	1	ТМН-6300/110	3400	3400
Итого 39520

Суммарные капиталовложения в установку трансформаторов:

=39520 тыс. руб.,

Ежегодные издержки на ремонт и обслуживание трансформаторов:

тыс. руб.

Таблица 35. Показатели стоимости выключателей и постоянной части затрат

Наименование	Стоимость ячейки, тыс. руб.	Кол-во	КОРУ ВН, тыс. руб.	ПЧЗ	КОРУ НН, тыс. руб.
П/ст 1 ОРУ 110 кВ	900	2	1800	6000	330
П/ст 2 ОРУ 220 кВ	1950	8	15600	12000	1260
П/ст 3 ОРУ 220 кВ	2400	3	7200	10500	1260
П/ст 4 ОРУ 220 кВ ОРУ 110 кВ	2400 780	3 6	7200 4680	10500 7500	1500
П/ст 5 ОРУ 110 кВ	1500	1	1500	6000	180
ИТОГО			37980	52500	4530

1. Суммарные капиталовложения в ячейки ОРУ с выключателями на 220 кВ:

=30000 тыс. руб.

Ежегодные издержки на ремонт и обслуживание ячеек ОРУ 220 кВ:

тыс. руб.

2. Суммарные капиталовложения в ячейки ОРУ с выключателями на 110 кВ:

= 7980 тыс. руб.

Ежегодные издержки на ремонт и обслуживание ячеек ОРУ 110 кВ:

тыс. руб.

3. Суммарные капиталовложения в ячейки ОРУ с выключателями на 10 кВ:

=4530 тыс. руб.

 тыс. руб.

4. Суммарные капиталовложения в постоянную часть затрат по подстанциям:

=52500 тыс. руб.

тыс. руб.

Таблица 36. Стоимость компенсирующих устройств

Пункт	Набранная ККУ	Удельная стоимость, руб./квар	Стоимость КУ, тыс. руб.
1		4Ч111	444
2		4Ч111	444
3		4Ч111 4Ч147	1032
4		4Ч111 8Ч123	1428
5		6Ч147	882

Суммарная стоимость ККУ: 4230 тыс. руб.

Ежегодные издержки на ремонт и обслуживание ККУ:

тыс. руб.

Суммарные капиталовложения в строительство ТП:

138760 тыс. руб.

Ежегодные издержки на ремонт и обслуживание ТП:

7821,04 тыс. руб.

Капиталовложения в строительство всей сети в целом:

=282546+138760=421306 тыс. руб.

Ежегодные издержки на ремонт и обслуживание всей сети в целом:

= + 7821,04 =10081,408 тыс. руб.

Годовые потери электроэнергии равны:

Таблица 37. Потери активной мощности

Линия	n	P, МВт	Q, МВАр	l, км	Uном, кВ	ro, Ом/км	Р, МВт
В-2	1+1	91	34,969	92	220	0,13	1.174
2-4	1	42	16,144	68	220	0,13	0.37
2-3	1	34	13,129	68	220	0,13	0.243
3-4	1	10	3,727	55	220	0,13	0.017
4-1	1+1	17	6,487	57	110	0,46	0.359
4-5	1	7	2,668	50	110	0,46	0.107

Суммарные потери активной мощности:

Р=2.27 МВт;

Значение времени максимальных потерь равно:

ч.

Потери электроэнергии в линиях.

Схема 1:

WЛ = 3349,98 • 2,27 = 7604,455 МВт•ч;

Нагрузочные потери электроэнергии:

Суммарные потери электроэнергии.

Энергия, выдаваемая генераторами станции В в сеть, равна:

Потери электроэнергии в сети в процентах от суммарной генерации:

КПД сети , %

.

Вывод: расчет сети показал, что технико-экономические показатели близки к нормируемым, суммарные потери электроэнергии составляют не более 3 процентов от суммарной генерации электроэнергии.

4. Анализ режимов работы сети

Расчеты потокораспределения и напряжений в узлах спроектированной сети были выполнены двумя методами - «вручную» и с помощью программы «ROOR». Результаты ручного расчёта и расчёта по программе Roor различаются по ряду причин:

1. Ручной расчёт мощностей проводится методом последовательных приближений по номинальным значениям напряжений.

2. При расчёте напряжений в узлах в сети 110 кВ не учитывали поперечную составляющую падения напряжения

В режиме максимальных нагрузок наименьшее напряжение наблюдаются в узле 16, т.к. он является наиболее электрически удалённым, следовательно, потеря напряжения до данного узла наибольшая.

При составлении и проверке итоговой схемы замещения спроектированной сети с указанными на ней величинами мощностей, протекающих по ветвям, и напряжений в узлах вызвал смущение тот факт, что в период летнего максимума и летнего минимума нагрузок существует значительный обратный переток реактивной мощности, несмотря на то, что на подстанциях 1-5 были произведены отключения части компенсирующих устройств для предотвращения «перекомпенсации». Обратные перетоки реактивной мощности вызывают появление дополнительных потерь активной мощности в спроектированной сети, и потому являются вредными. Обратные перетоки реактивной мощности возникают из-за того, что реактивные мощности нагрузок невелики Чтобы устранить обратные перетоки реактивной мощности, нужно устранить причину их возникновения, то есть, по возможности увеличить потребление реактивной мощности.

Результаты регулирования напряжения во всех режимах работы спроектированной сети показали, что требуемое качество электроэнергии у потребителей будет обеспечиваться.

Заключение

В проекте была разработана электрическая сеть нескольких номинальных напряжений (220-110 кВ), предназначенная для электроснабжения района, содержащего 5 предприятий или населенных пунктов, электрическую станцию В и крупную узловую подстанцию А.

В начале проектирования было предложено четыре варианта схем сети, из которых для дальнейшего рассмотрения было выбрано два. Путем технико-экономического сравнения по дисконтированным издержкам для последующего расчета был выбран один вариант схемы.

В ходе работы были рассмотрены вопросы выбора экономически целесообразной схемы районной сети, компенсации реактивной мощности, выбора марок проводов и трансформаторов. Были построены структурные схемы подстанции, схемы электрических соединений, а также схема замещения уже спроектированной сети, по которой в дальнейшем был произведен расчет параметров режимов работы сети, было выполнено регулирование напряжения, где это требовалось. В конце проекта был произведен анализ выполненных расчетов.

Библиографический список

Пособие к дипломному проектированию для электроэнергетических специальностей /Под ред. В.М. Блок.-М.: Высшая школа, 2012

Вычегжанин А.В., Черепанова Г.А. «Проектирование сетевого района» - учебно-методическое пособие по проектированию Киров 2010.

Черепанова Г.А., Вычегжанин А.В. «Установившиеся режимы электрических сетей» Киров 2009.

Размещено на Allbest.ru