Развитие электроэнергетических сетей района энергосистемы

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Курсовой проект

Развитие электроэнергетических сетей района энергосистемы



Введение

трансформатор подстанция сеть

В современном мире невозможно представить работу промышленности, сельского хозяйства, транспорта, связи без использования электроэнергии. Уровень развития электроэнергетики в наиболее общем виде показывает уровень экономического развития любой страны.

Но всего полтора века назад считалось, что у электрической энергии нет будущего, из-за огромных потерь в линиях. В середине прошлого века применялся только постоянный ток, источников которого были дорогие гальванические батареи. Создание генераторов с приводом от паровых машин позволило расширить возможности применения постоянного тока.

Первый шаг в создании современной электропередачи был сделан русскими учеными П.Н. Яблочковым и И.Ф. Усагиным. Они впервые предложили использовать переменный ток, создали первый трансформатор и разработали простую конструкцию генератора переменного тока. В 1889г. М.О. Доли во-Добровольский предложил использовать трехфазную систему и разработал конструкцию простого трехфазного двигателя переменного тока. Триумф трехфазной системы электропередачи, которой мы пользуемся до сих пор, пришел в 1891г., когда были произведены испытания системы Доли во-Добровольского на линии длиной 170км. При напряжении 28300 В КПД системы составил 79%. И вот уже более 100 лет в мировой энергетике доминируют трехфазные системы передачи электроэнергии. А в 1893г. в Новороссийске была построена первая в мире трехфазная электростанция мощностью 1200 кВт. Строил эту электростанцию русский инженер-путеец А. Шенснович.

Сейчас российская энергетика - это 700 электростанций общей мощностью 215 млн. кВт. Почти 70% - это тепловые конденсационные электростанции и теплоэлектроцентрали, в основном на высоких и сверхвысоких параметрах пара; более 20%- гидравлические и 10% - атомные электростанции.

Этими электростанциями в 1996г. было выработано 831 млрд. кВт-ч электроэнергии. В эксплуатации находятся 2,5 млн. км линий электропередачи всех классов и напряжений, в том числе 150тыс. км - сети напряжением от 200 до 1150 кВ.

Более 90%этого потенциала сосредоточенно в единой энергетической системе России (ЕЭС России). Объективной особенностью продукции электроэнергии является невозможность ее складирования или накопления, поэтому основной задачей энергосистемы является наиболее рациональное использование продукции отрасли. Электрическая энергия, в отличии от других видов энергии, может быть конвертирована в любой другой вид энергии с наименьшими потерями, причем ее производство, транспортировка и последующая конвертация значительно выгодней прямого производства необходимого вида энергии из энергоносителя.

ЕЭС России - сложнейший автоматизированный комплекс электрических станций и сетей, объединенный общим режимом работы с единым центром диспетчерского управления. Основные сети ЕЭС России напряжением от 330 до 1150 кВ объединяют в параллельную работу 70 региональных энергосистем. Структура ЕЭС позволяет функционировать и осуществлять управление на трех уровнях: межрегиональном (ЦДУ в Москве),межобластном (объединенные диспетчерские управления) и областном (местные ДУ). Такая структура в сочетании с интеллектуальной противоаварийной автоматикой и новейшими компьютерными системами позволяет быстро локализовать аварию без значительного ущерба для ЕЭС и зачастую даже для местных потребителей. Центральный диспетчерский пункт в Москве полностью контролирует и управляет работой всех станций, подключенных к нему. Российская энергосистема считается одной из самых надежных в мире. Более чем за 40 лет эксплуатации системы в России в отличие от США (1965,1977гг.), Франции (1978г.), Канады(1989г.) не произошло ни одного глобального нарушения энергоснабжения.

Электроэнергетика России в настоящее время находится кризисном состоянии - продолжается спад производства, и как следствие уменьшается энергопотребление. Образовываются крупные неиспользуемые резервы мощности, которые возросли за последнее время с 7 до 30%.

Число часов использования крупных высокоэффективных энергоблоков ТЭС мощностью 300, 500, 800, 1200 МВт снизилось до 2000-4000 часов. Это приводит к росту удельного расхода топлива на отпущенный 1 кВт-ч (по отрасли в целом он составляет 345,6 г/(кВт-ч)). Возросли потери электроэнергии в сетях РАО ЕЭС России - 4,9%. Это вызвано, прежде всего, тем, что в связи с изменением структуры энергопотребления увеличилась доля электроэнергии передаваемой по сетям напряжением 6-10 кВ и ниже, имеющими более высокие удельные потери.

На технико-экономические показатели влияют износ оборудования, его техническое состояние, не своевременное и не в полном объеме выполненное ремонтно-профилактическое обслуживание. Это ухудшение в большойсте-

пени связано с недостаточным финансированием из-за неплатежей потребителей.

Оптимизация режимов ЕЭС в значительной степени мешают перебои с топливо-обеспечением ТЭС, когда загружать приходится не самые экономичные блоки, а те, где имеется топливо. Это следствие недостатка оборотных средств для приобретения топлива.

Не смотря на трудности переходного периода энергетики, стабильно выполняют свою главную задачу- обеспечивают бесперебойное электроснабжение страны. Огромную роль в этом играет то, что отрасль работает на отечественном оборудовании, имеет отечественное топливо и не зависит от поставок импортного сырья и запчастей.

Не смотря на финансовые трудности, применяются программы технического перевооружения и реконструкции отрасли: вводятся в строй новые генерирующие мощности - энергоагрегаты на Харанорской, Псковской, Нижневартовской ГРЭС, на Новосибирской ТЭЦ-5, ТЭЦ в г. Йошкар-Оле, Челябинской ТЭЦ-3, Иранайской ГЭС. Введены в действие транзит 500 кВБалаковская АЭС - Трубная - Ростовская АЭС - Тихорецкая, ЛЭП-500 кВПытьях - Нелымский и Тюмень - Курган.

К декабрю 2002 года запущен второй блок Харанойской ГРЭС, второй гидроагрегат Ирганайской ГЭС мощностью 107 МВт на пониженном напоре, первый блок Мутновской ГеоТЭЦ на Камчатке (25 МВт).К 2020 году потребление электроэнергии достигнет 1545 млрд. кВт-ч.

Производство электроэнергии достигнет 1620 млрд кВт-ч. Из них 216 млрд кВт-ч на ГЭС. Сегодня ведется строительство 16 ГЭС общей мощностью 9 млн. кВт. Достраиваются Аушигерская, Бурейская, Богучанская, Зарамагских, Зеленчукских, Ирганайская, Усть-Среднеканская ГЭС. Они должны быть введены до 2006 года (первые очереди). Также планируется достройка Вилюйской ГЭС-3, Ирганайской в течении 9 лет.

ОАО «Дагэнерго» является одной из территориальных акционерных обществ энергетики и электрофикации. Дагестанская энергосистема формировалась под воздействием жесткой потребности общества в тепловой и электрической энергии. Ее история началась в 1927г. со строительства Гергебильской ГЭС на реке Кара-Койсу. Сегодня энергосистема Дагестана- это 8 электростанций установленной мощностью 1563 МВт., более 33 тыс. км линий электропередачи, 203 подстанция 35 кВ и выше мощностью более3000 МВА,и более 6500 трансформаторов 6,10 кВ. В средний по водности год

вырабатывается до 3600 млн. кВт-ч электроэнергии и 900 тыс. Гкал тепловой энергии.

В декабре 2001г. состоялся запуск второго агрегата Ирганайской ГЭС. В 2005г. состоялся запуск Гунибской ГЭС мощностью 15 МВт, а в 2007г. состоялся запуск Гельбахской ГЭС. Существует ряд перспективных проектов постройки каскада ГЭС на Андийском Койсу и Геотермальной электростанции в селе Тарумовка.

Выработка электроэнергии по энергосистеме составила за

1998г. - 2870 млн. кВт-ч,

2000г. -3270 млн. кВт-ч,

2003г. - 3430 млн. кВт-ч,

2005г. - 4450 млн. кВт-ч.

Настоящее и будущее Дагестанской электроэнергетики - это гидроэнергетика, основанная на широком использовании энергетического потенциала многочисленных горных рек, общая потенциальная энергетическая мощность, которых составляет 6300 МВт, а суммарный гидроэнергетический потенциал равен 45 млрд.



1. Разработка вариантов развития электрической сети

1.1 Выбор схемы присоединения новых подстанций

Для технико-экономического сравнения выбираем два варианта развития топологии электрической сети, учетом надежности электроснабжения и учетом передачи электроэнергии по кратчайшему пути. Для анализа первого варианта предусматривается присоединение пс «М» кпс «Б» по двухцепной ЛЭП.

1.2 Выбор номинального напряжения, сечений и марок проводов новых линий

U_н = 4,34

U_нл8= 4,34=387,16кВ

Таблица 1. Напряжения новыхЛЭП

ЛЭП	Б-М
Uн, кВ	110

Выбор сечений новых линий

I_р = _i

I_р= 1,05 = 176,90А

S_p=



S_p= = 64,20мВА

Сечение проводов ВЛ 35-220 кВ выбирается в зависимости от напряжения, расчетной токовой нагрузки , района по гололеду, материала и числа цепей опоры.

Провода линий не должны: нагреваться до недопустимой температуры в послеаварийных режимах, когда на отдельных участках линий ток может быть значительно больше, чем внорм режиме. Поэтому проверка выбранных сечений по условию нагрева обязательна. ?

- максимальный рабочий ток линии в наиболее тяжелом послеаварийном режиме.

- допустимый ток для соответствующего сечения.

Таблица 2. Сечения новых ЛЭП

ЛЭП	Б-М
Марка и сечение	АС-240

Проверка новых линий

Аварийное отключение одной цепи

I_р.м= 2I_р

I_{р.м В-М} = 2176,90 = 353,8А

I_р.мI_допт.е данный провод удовлетворяет условиям нагревостойкости.

Таблица 3. Расчетные данные новых ЛЭП

ЛЭП	Длина линий, км	Число цепей	Uн, кВ	Марка провода	r0, Ом/км	х0, Ом/км	b0, Ом/км
Б-М	54	2	110	АС-240	0,120	0,405	2,81



Для анализа второго варианта предусматривается присоединение пс «М» к пс «Б» и «В» по одноцепным ЛЭП.

Таблица 4. Напряжения новыхЛЭП

ЛЭП	В-М	Б-М
Uн, кВ	110	110

Таблица 5. Сечения новых ЛЭП

ЛЭП	Д-М	А-М
Марка и сечение	АС-185	АС-240

Таблица 6. Расчетные данные новых ЛЭП

ЛЭП	Длина линий, км	Число цепей	Uн, кВ	Марка провода	r0, Ом/км	х0, Ом/км	b0, Ом/км
Б-М	54	1	110	АС-185	0,162	0,413	2,75
В-М	72	1	110	АС-240	0,120	0,405	2,81

1.3 Выбор трансформаторов новых подстанций

В общем случае выбор количества трансформаторов на подстанции определяется составом потребителей и мощности их нагрузки.

Для правильного выбора номинальной мощности трансформатора необходимо располагать суточным графиком.

Выбор силовых трансформаторов Пс “М” по заданному суточному графику электрической нагрузки.

Производим расчет графика активной мощности P, выраженной в процентах:



Результаты расчета приведены в таблице 7

Таблица 7. Результаты расчета активной мощности

t,ч	1	2	3	4	5	6	7	8
P,%	70	70	70	70	70	70	84	84
P,МВт	34,37	34,37	34,37	34,37	34,37	34,37	41,49	41,49

9	10	11	12	13	14	15	16	17
84	84	100	100	100	100	83	83	100
41,49	41,49	49,4	49,4	49,4	49,4	41	41	49,4

18	19	20	21	22	23	24
100	82	86	86	86	80	70
49,4	40,50	42,48	42,48	42,48	39,52	34,58

По полученным значениямPи времени tстроим суточный график активной мощности.

Суточный график активной мощности

Производим расчет графика реактивной мощности Q, выраженной в процентах:

Результаты расчета приведены в таблице.

Таблица 8. Результаты расчета реактивной мощности

t,ч	1	2	3	4	5	6	7	8
Q,%	81	81	81	81	81	81	87	87
Q,МВАр	33,2	33,2	33,2	33,2	33,2	33,2	35,67	35,67

9	10	11	12	13	14	15	16	17
87	87	87	100	100	100	87	87	100
35,67	35,67	35,67	41	41	41	35,67	35,67	41
18	19	20	21	22	23	24
100	86	86	86	86	84	84
41	35,67	35,67	35,67	35,67	34,44	34,44

По полученным значениям Qи времени tстроим суточный график реактивной мощности.



Суточный график реактивной мощности

По найденным Qи Pвычислим Sдля каждого часа суточного графика электрической нагрузки:

Результаты расчета приведены в таблице.

Таблица 9. Результаты расчета полной мощности

t,ч	1	2	3	4	5	6	7	8
P,МВт	34,37	34,37	34,37	34,37	34,37	34,37	41,49	41,49
Q,МВАр	33,2	33,2	33,2	33,2	33,2	33,2	35,67	35,67
S,МВА	48	48	48	48	48	48	55,02	55,02



9	10	11	12	13	14	15	16	17
41,49	41,9	49,4	49,4	49,4	49,4	41	41	49,4
35,67	35,67	41	41	41	41	35,67	35,67	41
55,02	55,02	64,20	64,20	64,20	64,20	54,34	60,93	64,20

18	19	20	21	22	23	24
49,4	42,50	42,48	42,48	42,48	39,52	34,58
41	35,26	35,26	35,26	30,26	34,44	33,2
64,20	55,20	55,20	55,20	50,42	48,80	47,97

По полученным значениям Sи времени tстроим суточный график полной мощности.

Суточный график активной мощности



Находим среднюю максимальную нагрузку завосьми часовую смену

Вычислим среднесменную мощность в интервале с1 до 8 часов

Вычислим среднесменную мощность в интервале с8 до 16 часов

Вычислим среднесменную мощность в интервале с16 до 24 часов

Найдем предварительную мощность трансформатора

Предварительно выбираем силовой трансформатор ТДН-40/110

Определяем начальную нагрузку К₁

Определим предварительное значение нагрузки К¹₂ эквивалентного графика нагрузки.

=1,02

Сравним предварительное значение К¹₂ с

Из исходного графика нагрузки получаем что

То есть следует принять что К₂=К¹₂

Допустимая перегрузка силового масляного трансформатора с системой охлаждения Д при К₁=0,81, К¹₂= 1,02;Q_охл= 30 равна:

При системных перегрузках К₁= 0,91

При аварийных перегрузках К¹₂= 1,2

По полученным данным построим двухступенчатый график (Рис.)

Двухступенчатый график



Выбранный трансформатор ТДН 63000/110 по условию аварийной перегрузки удовлетворяет. Т к данный трансформатор имеет на низкой стороне 35 кВ предлагается установить новый трансформатор ТДЦ- 80 000/110 у которого низкая сторона 10 кВ

Параметры выбранного трансформатора приведены в таблице 10.

Таблица 10. Параметры трансформаторов новой подстанции

Место установки	Тип	Sном, МВА	Кол-во	Uном, кВ	Uк,%
				В	С	Н	В-С	В-Н	С-Н
Пс «М»	ТДЦ-80 000/110	80	2	121	-	10,5	-	11	-

Pкз, кВт	Iхх, %	Pхх, кВт
В-Н
310	0,6	85



2. Выбор наиболее экономичного варианта

Вариант 1 (Разомкнутая схема).

Определяем капиталовложения для рассматриваемого варианта развития сети, которые складываются из сооружения ЛЭП подстанций сети:

Вычислим капиталовложения на сооружение ЛЭП по укрупненным показателям стоимости элементов сети

При определении К_уд принимаемIII район по гололеду

Б-М: К_л= К_уд ·L = 2500·54 =135000тыс.руб

Таблица 11. Параметры новых ЛЭП

ЛЭП	Uн, кВ	L, км	Марка провода	Тип опоры	Куд, тыс р /км	Кл,тыс р /км
Б-М	110	54	АС-240	Железобетонная 2-х цепная	2500	135000

Определим капиталовложения на новую подстанцию сети, которая находится по следующей формуле:

К_пс = К_яч + К_тр + К_пост+К_ору

К_пс=6(70+1613)+21890+158260= 205808тыс.руб

Определим суммарные капиталовложения:

Ежегодные амортизационные издержки на амортизацию и обслуживание сети

Суммарные потери активной мощности (переменные и постоянные):

Для этого определим потери в линиях:

Определим переменные потери в трансформаторах:



Ежегодные затраты на возмещение потерь активной мощности и электроэнергии

Суммарные эксплуатационные издержки по сети

Определение приведенных народнохозяйственных затрат

Аналогичный расчет проводится и для второго варианта.Результаты расчетов заносятся в таблицу 12.

Таблица 12. Результаты технико-экономических расчетов

Наименование затрат	Величина затрат,
	1 вариант	2 вариант
Капитальные затраты	Стоимость сооружения ЛЭП	135000	139500
	Стоимость сооружения ПС	25808	25808
	Итого	34080,8	165238
Ежегодные эксплуатационные издержки	Эксплуатационные издержки	8242,93	8165,7
	Затраты на возмещение потерь	2239513,5	14346773,7
	Итого	6873870,6	26064571,8
Приведенные затраты	178179,26	1465347,83

Из полученных результатов видно, что вариант 1(разомкнутая схема) экономически выгоднее. К исполнению принимаем 1 вариант развития сети.



3. Расчет и анализ режимов наиболее экономичного варианта развития сети

3.1 Расчет параметров схемы замещения варианта

Расчет параметров схемы замещения воздушных линий

для одноцепной ЛЭП

для двухцепной ЛЭП

В таблице13 приведены параметры схем замещения линий электропередач.

Номер линии	R, Ом	Х, Ом	В, мкСм
Л-1	0,098	0,429	-454
Л-2	0,075	0,420	-243
Л-3	0,0249	0,427	-154,55
Л-4	0,198	0,420	-126,45
Л-5	0,120	0,405	-112,4
Л-6	0,162	0,413	-151,25
Л-7	0,198	0,420	-81
Л-8	0,120	0,405	-303,48

Расчет параметров трансформаторов новых пс. «М» ТДЦ80/110

Таблица 14. Параметры схем замещения трансформаторов и автотрансформаторов

Наименование Пс	Pхх, мВт	Qхх, мВт	R1, Ом	Х1, Ом	R2, Ом	Х2, Ом	R3, Ом	Х3, Ом	Gт, мкСм	Вт, мкСм
А	0,25	2	0,14	17,94	0,14	0	0,28	119,04	4,73	3,78
Б	0,09	0,63	0,71	52,06	0,71	0	1,42	97,86	1,7	1,19
В	0,112	0,88	15,22	11,02	15,22	0	30,44	6,82	8,47	6,65
Д	0,072	0,52	1,42	34,71	-	-	-	-	5,44	3,93
М	0,1	0,4	0,408	11,02	-	-	-	-	7,56	4,76

Узлы	Uн,кВ	Pн,МВт	Qн,МВАр	Рг,МВт	Qг,МВАр
1	234
2	220	85	79,9
3	220
4	10
5	110
6	6	27,5	20,6
7	110
8	220
9	220	27,5	20,9
10	110
11	110
12	6	18	16,92
13	10	6	5,64
14	220			25	30
15	10	45	25,65
16	10	45	25,65
17	110
18	10	49,4	41

N_нач	N_кон	R,Ом	X,Ом	B,мкСм	Кт/r
1	2	3,9	17,6	-454,4
2	3	0,14	1	-243	1
3	4	0,11	22,41		0,045
3	5	0,5			0,05
1	14	1,75	37,8	-126,45
14	15	1,08	39,67	9,45	0,045
14	16	1,08	39,67	9,45	0,045
14	9	13,6	23,6	-154,55
9	8	0,25	24,26	2,36	1
8	6	0,49	41,14		0,027
8	7	0,25			0,5
5	7	4,8	16,2	-112,4
5	10	8,91	22,7	-151,25
10	11	2,51	4,08	1,66	1
11	12	2,51			0,05
11	13	5,02	42,96		0,09
7	17	3,2	10,82	-303,48
17	18	0,408	11,02	6,04	0,09
2	14	8,91	18,8	-126,45
7	10	5,9	12,6	-81	0,5

3.2 Расчет максимального режима электрической сети

По исходной информации об узлах и ветвях по программе RASTR на ПК выполнен расчет нормального максимального режима электрической сети. Результаты расчетов приведены в распечатке 1 приложение.

Анализ показал, что уровни напряжений в узлах, значения потоков мощностей и токов в ветвях, величина потерь мощности позволяют сделать заключение о работоспособности данного варианта развития электрической сети.

3.3 Составление и анализ баланса мощностей в сети

Активная мощность потребляемая районом системы определяется как сумма генерации Р в базисном узле №1 и в узле 15.

В соответствии с заданным условием

Реактивная мощность потребляемая районом системы определяется как сумма генерации Q в базисном узле №1 и в узле 14.

Условие не выполняется поэтому требуется установка компенсирующих устройств по базису реактивной мощности.

3.4 Расчет минимального и послеаварийного режимов электрической сети

Минимальный режим.

Для расчета этого режима в исходные данные вносятся следующие изменения: уменьшаем значения нагрузок в узлах на 50%

Информация по вносимым изменениям приведена в таблице 17



Таблица 17

Узлы	Uн,кВ	Pн,МВт	Qн,МВАр	Рг,МВт	Qг,МВАр
1	241
2	220
3	220
4	10
5	110	32,5	18,5
6	110
7	110
8	10	12,5	7,1
9	35	9	6,2
10	110
11	110
12	10	20,4	11,4
13	6	15	6,9
14	6	15	6,9	25	30
15	220
16	220
17	110
18	10	17,5	10

Результаты расчета минимального режима приведены в распечатке 3 приложение.

Послеаварийный режим.

В качестве послеаварийного режима выбран режим максимальных нагрузок при отключении одноцепной линии Л-6. Для расчета этого режима внесены следующие изменения: в массиве ветвей исключена ветвь 10-17. Результаты расчета послеаварийного режима приведены в распечатке 3 приложение.

Выявление перегруженных элементов существующей сети.

Данные для проверки условия перегрузки линий приведены в таблице 18.



Таблица18

Линия	Л-1	Л-2	Л-3	Л-4	Л-5	Л-6	Л-7	Л-8
Iдоп,А	690	825	610	610	610	510	445	610
Iмакс,, А	576	422	273	167	124	65,5	73,06	404,5

Данные для проверки условия перегрузки трансформаторов приведены в таблице 19.

Таблице 19

Место установки	Sном, МВА	Рпс, МВт	Qпс, МВАр	Sпс, МВА
пс А	200	21,72	90,47	93,04
пс Б	63	2,85	39,4	39,5
пс В	63	21,96	10,75	24,45
пс Д	40	55,8	90,26	106,1
пс М	80	34,97	43,71	55,98

Сравнение показывает, что для трансформатора на пс «Д» условие:

;

не выполняется и необходима замена трансформаторов на пс «Д».

3.5 Определение типа и мощности устройств регулирования напряжения

Оценка уровней напряжений на шинах низкого напряжения новых подстанций показывает, что принятые коэффициенты трансформации не обеспечивают требуемые уровни напряжений в рассмотренных режимах.

Осуществим выбор необходимых ответвлений трансформаторов новых подстанции

Подстанция «М».

Максимальный режим

Напряжение на шинах НН приведенное к высшему

Напряжение ответвления трансформатора

Выбираем стандартное ближайшее напряжение ответвления

Напряжение на шинах НН приведенное к высшему

Фактическое напряжение на обмотках НН.

Аналогичные расчеты проводятся так же для минимального и послеаварийного режимов. Результаты расчетов занесены в таблицу 20.



Таблица 20. Результаты расчетов по выбору отпаек трансформатора

П/ст	Режим	Напряжение до регулир. кВ	Напряжение после регур. кВ	Напряжение ответвления кВ	Коэффициент трансформации
М	Макс.	95,54/8,11	88,4/9,1	121-9х1,78%	0,10
	Миним.	108,85/9,60	108,83/10,47	121-3х1,78%	0,09
	П.а.р.	77,87/6,38	52,07/5,36	121-9х1,78%	0,10

Основные технико-экономические показатели сети.

Капитальные вложения на сооружение всех линий, подстанций и сети в целом.

Капитальные затраты на ЛЭП приведены в таблице 21.

Таблица 21

ЛЭП	Uном кВ	L км	Марка провода	Тип опоры	Куд,	Кл, тыс.руб.
Л-1	220	110	АС-400	Ж/Б 2-цепная	3500	385000
Л-2	220	100	АС-500	Ж/Б 1-цепная	3480	348000
Л-3	110	45	АС-300	Ж/Б 2-цепная	2500	112500
Л-4	110	25	АС-300	Ж/Б 1-цепная	1510	37750
Л-5	110	30	АС-300	Ж/Б 1-цепная	1510	45300
Л-6	110	45	АС-70	Ж/Б 1-цепная	1460	65700
Л-7	110	20	АС-240	Ж/Б 1-цепная	1510	30200
Л-8	110	72	АС-240	Ж/Б 2-цепная	2500	180000
Итого	1204450

Капитальные затраты на подстанции

Пс А: К_пс = 6·6603+2·27000+6·5434+378666=164088,6тыс.руб.

Пс Б: К_пс = 3·6603+2·15900+5·287,8+7·5434+27325,8=118411,8тыс.руб.

Пс В: К_пс = 6·5434+2·12600+5·1428,2+7·287,8+20085,78=87045,38тыс.руб.

Пс Д: К_пс = 9·5434+2·8800+5·1428,2+10·212,1+ 15836,1=68623,1тыс.руб.

Пс М: К_пс = 240194тыс.руб.

Ежегодные эксплуатационные издержки на амортизацию и обслуживание сети

И_Л = ·1204450=33724,6тыс.руб.

И_ПС = ·678362,88 = 4361873,32тыс.руб.

И^I = И_Л + И_ПС = 33724,6 + 4361873,32= 4395597,9тыс.руб.

Ежегодные затраты на возмещенные потери активной мощности

кВТ

Количество электрической энергии полученной потребителями за год

Определяем себестоимость передачи электроэнергии



4. Расчет токов короткого замыкания

Составление схемы замещения.

В соответствии со схемой электрической сети составляем схему замещения.

Сопротивления элементов этой схемы определены в предыдущих пунктах.

Схема замещения

Определяем результирующее сопротивление в цепи к.з(К-1).

Находим периодическую составляющую трехфазного тока короткого замыкания;

Определим апериодическую составляющую в момент времени

где 

Для этого необходимо определить следующие временные параметры:

Для того чтобы определить эти параметры необходимо предварительно выбрать выключатель. Выбираем выключатель ВЭБ-110-элегазовый, у которого:

Определим временные параметры:

Время затухания апериодической составляющей определяем по таблице(3-6,Л-1):

Вычисляем ударный ток короткого замыкания:

где

Определим периодическую составляющую в момент времени :



где , вычисляем по графику(рис 3.8 Л-1);

Аналогичным образом производим расчет для точки К-2 и результаты расчетов заносим в таблицу 22.

Таблица 22. Результаты расчетов токов КЗ

№ точки КЗ
К-1	23,42	0,025	1,67	0,2	0,9	3	2,24	0,58	5,88
К-2	34,44	0,07	1,87	0,62	0,92	2,5	1,62	0,99	4,65



5. Выбор и проверка основного оборудования

Выбор и проверку оборудования проведем по значениям полного и ударного тока трехфазного короткого замыкания

В качестве выключателя на стороне 110 кВ принимаем элегазовый выключатель типа ВЭБ-110 со следующими параметрами (Таблица 23)

Таблица 23

1	Номинальное напряжение UНQкВ.	110
2	Наибольшее рабочее напряжение UmaxкВ.	126
3	Номинальный ток IНQА.	2000
4	Номинальный ток отключения IНО кА.	40
5	Нормируемое содержание апер. Сост. В токе КЗ	40
6	Наибольший пик предельного сквозного тока iПС кА.	102
7	Действующее значение сквозного тока IПС кА.	40
8	Наибольший пик номинального тока включения iНВ кА	102
9	Действующее значения номинального тока включения IНВ кА	40
10	Ток термической стойкости IТСкА	40
11	Время термической стойкости tТС с.	3
12	Время отключения tВО с.	0.055
13	Собственное время отключения tСВ с.	0.035

Все выключатели в схеме одинаковы и выбираются по току наибольшего присоединения и проверяются по суммарному току К.З.

Условия выбора выключателя

1. По номинальному напряжению

2. По номинальному току



Проверка выключателя на отключающую способность.

Условие выполняется:

Проверка выключателя на термическую стойкость.

Условие проверки на термическую стойкость выполняется

Проверка Выключателя на динамическую стойкость



Условия проверки выполнены.

Проверка выключателя на выключающую способность

Все условия выполнены.

Расчетные данные и параметры выключателя приведены в таблице 24.

Таблица 24

Параметры выключателя	Соотношение	Расчетные величины для Выбора выключателя
		кА
		кА

Выбор выключателя на стороне 10 кВ качестве выключателя на стороне 10 кВ принимаем вакуумный выключатель типа VAH-6/10-50-80-27 со следующими параметрами.

Таблица 25

1	Номинальное напряжение UН кВ.	10
2	Наибольшее рабочее напряжение UmaxкВ.	42
3	Номинальный ток IНQА.	8000
4	Номинальный ток отключения IНО кА.	50
5	Нормируемое содержание апер. Сост. В токе КЗ	50
6	Наибольший пик предельного сквозного тока iПС кА.	130
7	Действующее значение сквозного тока IПС кА.	50
8	Наибольший пик номинального тока включения iНВ кА	130
9	Действующее значения номинального тока включения IНВ кА	50
10	Ток термической стойкости IТСкА	50
11	Время термической стойкости tТС с.	3
12	Время отключения tВО с.	0.05
13	Собственное время отключения tСВ с.	0.038

Расчетные данные и параметры выключателя приведены в таблице 26

Таблица 26

Параметры выключателя	Соотношение	Расчетные величины для Выбора выключателя
		кА

Выбор разъединителей на стороне 110 кВ

В качестве разъединителей на стороне 110 кВ примем разъединители типаРНД3-2-110/630 Т1 и РНД3-1-110/630 Т1

Расчетные данные и параметры приведены в Таблице 27

Таблица 27

Параметры разъединителей	Соотношение	Расчетные величины для Выбора разъединителей



Выбор трансформаторов тока на стороне 110 кВ

Так как трансформаторы тока стоят в одних цепях с выключателями то расчетные величины для них те же что и для выключателей.

Приняты к установке трансформаторы тока типа ТВ-110

Расчетные параметры приведены в Таблице 28.

Таблица 28

Параметры ТТ	Соотношение	Расчетные величины для Выбора ТТ
Ом

Для определения мощности потребляемой приборами в цепях трансформаторов тока определен перечень приборов. (Таблица 29)

Таблица 29

№	Прибор	Тип прибора	Нагрузка фазы ВА
			А	В	С
1	Амперметр	ЭП-80	0,5	0,5	0,5
2	Ваттметр	ЩВ-120	0,5	-	0,5
3	Варметр	ЩВ-120	0,5	-	0,5
4	ФИП	И-676	3	3	3
5	Счетчик активной энергии	МИР-С-07	2	-	2
6	Счетчик реактивной энергии	МИР-С-07	-	2	2
Sпр. ВА	6,5	5,5	8,5



Список литературы

1.Идельчик В.И. Электрические сети и системы. М.:Энергоиздат,1989.454с.

2.Бураков И.Ф. Методические указания для выполнения курсовой работы

«Развитие электрических сетей района энергосистемы» г. Новочеркасск 2005, 38с.

3.Никлепаев Б.Н., Крючков И.П. Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования. М.:Энергоиздат,1989.608с.

4.Герасимов В.Г. Электрический справочник: 8-е издание, 4- том. М. Издательство МЭИ 2002.963с.

5.Рожкова Л.Д., Козулин В.С. Электрооборудование электрических станций и подстанций.

М.:Энергоиздат, 1991.694с.

6.Рожкова Л.Д., Корнеева Л.К., Чиркова Т.В. Электрооборудование электрических станций и подстанций. Издательский центр.: Академия, 2009.446с.

Размещено на Allbest.ru