Проектирование районной сети

Вид работы:

Дипломная (ВКР)
Предмет:

Физика
Язык:

Русский
,
Формат файла:
MS Word

361,86 Кб
Опубликовано:

2012-04-18

Скачать дипломную работу Читать текст online Заказать дипломную
*Помощь в написании! Посмотреть все дипломные работы

Вы можете узнать стоимость помощи в написании студенческой работы.

Проектирование районной сети

ВВЕДЕНИЕ

Проектирование электроэнергетических систем требует комплексного подхода к выбору и оптимизации схем электрических сетей и технико-экономическому обоснованию решений, определяющих состав, структуру, внешние и внутренние связи, динамику развития, параметры и надёжность работы системы в целом и её отдельных элементов.

При различном составе и объёме задач, решаемых на отдельных этапах проектирования электрических сетей, работы имеют следующее примерное содержание:

анализ электрических нагрузок потребителей и составление балансов активной мощности по отдельным подстанциям и энергоузлам;

электрические расчёты различных режимов работы сети и обоснование схемы построения сети на рассматриваемые расчётные уровни;

составление баланса реактивной мощности и выявление условий регулирования напряжения в сети, обоснование пунктов размещения компенсирующих устройств, их типа и мощности;

сводные данные по намеченному объёму развития электрической сети, натуральные и стоимостные показатели;

и др.

1.
ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ ДЛЯ РАСЧЕТОВ

1.1Характеристика потребителей

В отношении обеспечения надёжности электроснабжения ПУЭ разделяют все электроприёмники на ряд категорий.

К электроприёмникам 1-ой категории относят такие, перерыв в электроснабжении которых повлечёт за собой:

опасность для жизни людей;

значительный ущерб народному хозяйству;

нарушение функционирования особо важных элементов народного хозяйства.

Электроприёмники 2-ой категории - приёмники, перерыв в электроснабжении которых приводит к массовому недоотпуску продукции, массовым простоям рабочих и механизмов, нарушению нормальной деятельности значительного числа городских и сельских жителей.

К потребителям 3-ей категории относятся все остальные электроприёмники.

1.2 Данные по потребительским узлам

Пункт А: активная мощность коэффициент мощности годовое число использования максимума нагрузки потребители: I категория II категория III категория	Р_А=14,3 Соsφ_А=0,89 Т_max_А=3625 ч 50% 20% 30%
Пункт Б: активная мощность коэффициент мощности годовое число использования максимума нагрузки потребители: I категория II категория III категория	Р_Б=41,5 МВт Соsφ_Б=0,9 Т_max_Б=5830 ч 30% 30% 40%
Пункт В: активная мощность коэффициент мощности годовое число использования максимума нагрузки потребители: I категория II категория III категория	Р_В=42 МВт Соsφ_В=0,88 Т_max_В=3300 ч 20% 20% 60%
Пункт Г: активная мощность коэффициент мощности годовое число использования максимума нагрузки потребители: I категория II категория III категория	Р_Г=17,2 МВт Соsφ_Г=0,91 Т_max_Г=4240 ч 15% 45% 40%
Пункт Д: активная мощность коэффициент мощности годовое число использования максимума нагрузки потребители: I категория II категория III категория	Р_Д=46,2 МВт Соsφ_Д=0,91 Т_max_Д=4632 ч 40% 30% 30%

Географическое расположение: Новосибирская область;

безлесная местность.

Район по гололёду: II

Район по ветру: II

Реактивная нагрузка потребителей:

, (1.1)

где tgφ_i - коэффициент реактивной мощности, определяемый по известному соsφ_i_.

Полная нагрузка потребителей:

, (1.2)

Пример расчёта для пункта А по (1.1) и (1.2):

МВАр,

=16.05 МВА.

Для остальных потребителей расчёт производим аналогично. Результат расчёта сводим в таблицу 1.1.

Таблица 1.1.

Исходные данные.

№	Потребитель	Р, МВт	соsφ, о. е	tgφ, о.е	Q, МВАр	S, МВА	T_max, ч
1.	Пункт А	14,3	0,89	0,51	7,29	16,05	3625
2.	Пункт Б	41,5	0,9	0,48	19,9	46,03	3830
3.	Пункт В	42,0	0,87	0,54	22,68	47,7	3300
4.	Пункт Г	17,2	0,91	0,46	7,91	19,1	4240
5.	Пункт Д	46,2	0,89	0,51	23,56	51,9	4632

2. СОСТАВЛЕНИЕ ВОЗМОЖНЫХ СХЕМ СЕТИ И ВЫБОР НОМИНАЛЬНОГО НАПРЯЖЕНИЯ

.1.Составление возможных схем сети

Топология электрических сетей развивается в соответствии с географическими условиями, распределением нагрузок и размещением энергоисточников. Многообразие и несхожесть этих условий приводят к большому количеству конфигураций и схем электрической сети, обладающих разными свойствами и технико-экономическими показателями. Оптимальное решение может быть найдено путём технико-экономического сравнения вариантов.

Составление наиболее целесообразных вариантов схемы является достаточно сложной задачей, так как при большом количестве пунктов питания и узлов нагрузок количество возможных вариантов получается очень большим. В данном курсовом проекте, ввиду небольшого количества пунктов питания и узлов нагрузок, составим 3 равнонадёжных варианта конфигурации схемы районной электросети, руководствуясь следующим:

1. Передача мощности от питающих пунктов к узлам нагрузок должна осуществляться по наиболее коротким трассам;

2. Разработку вариантов следует начинать с наиболее простых схем - радиальных и магистрально-радиальных.

Хотя такие схемы характеризуются, как правило, наибольшей суммарной длиной линий (в одноцепном исполнении), но при этом имеют менее сложные схемы подстанций, меньшую стоимость потерь электроэнергии, большие возможности развития нагрузок в заданных пунктах. Сокращение длины линий возможно при переходе от двухцепных радиальных линий к одноцепным, соединяемым в виде кольца. Кольцевые схемы требуют использования на потребительских подстанциях более сложных схем на стороне высшего напряжения (ВН), характеризуются недопустимо большими потерями напряжения в послеаварийных режимах. Этого недостатка можно избежать путём расчленения кольца на два-три взаимно связанных контура

Схема №1 Схема №2

Схема №3

Рис.2.1. Варианты схемы районной электросети.

2.2 Выбор номинального напряжения

Наивыгоднейшее напряжение U_экможет быть ориентировочно определено по формуле:

, (2.1)

где L - длина линии, км;

Р - передаваемая мощность, МВт.

Определим потокораспределение мощности в намеченных вариантах.

2.2.1 Выбор номинального напряжения в 1-ом варианте

Рис.2.2. Потокораспределение мощности в сети 1-го варианта.

Распределение мощности по «головным» участкам кольца, при предположении, что все участки сети выполнены проводом одного сечения, определим по формулам:

, (2.2)

, (2.3)

где Р_j,Q_j - мощности, передаваемые по j-му «головному» участку;

Р_i,Q_i- мощности в i-том узле сети;

L_i- длина противоположного плеча;

L_∑- суммарная длина плеч.

На остальных участках «кольца»:

Р_АБ= Р_ЦПА - Р_А = 59,5 - 14,3 = 45,2 МВт

Q_АБ = Q_ЦПА-Q_А= 31,47 - 7,29 = 24,18 МВАр

Р_БГ= Р_ЦПА- Р_А - Р_Б = 59,5 - 14,3 - 41,5 = 3,7 МВт

Q_БГ= Q_ЦПА - Q_А - Q_Б = 31,47 - 7,29 - 19,9 = 4,16 МВАр

Р_ВД= Р_ЦПВ- Р_В= 101,7 - 42 = 59,7 МВт

Q_ВД= Q_ЦПВ- Q_В = 49.87 - 22.68 = 26.31 МВАр

P_ДГ=Р_ЦПВ - Р_В - Р_Д = 101,7 - 42 - 46,2 = 13,5 МВт

Q_ДГ=Q_ЦПВ - Q_В - Q_Д= 49.87 - 22.68 - 23.56 = 18.4 МВАр

2.2.2
Выбор номинального напряжения во 2-ом варианте.

По (2.2) и (2.3) определим:

На остальных участках «кольца»:

Р_АБ = Р_ЦПА - Р_А = 43 - 14,3 = 28,7 МВт

Q_АБ = Q_ЦПА - Q_А = 21.47 - 7.29 МВАр

Р_ВБ = Р_ЦПВ - Р_В=53,56 - 42 = 11,56 МВт

Q_ВБ = Q_ЦПВ - Q_В = 28.48 - 22.68 = 5.8 МВАр

На радиальных участках цепи:

Р_ДГ = Р_Г = 17,2 МВт

Q_ДГ = Q_Г = 7, 91 МВАр

Р_ЦПД = Р_ДГ + Р_Д = 17,2 + 46,2 = 63,4 МВт

Q_ЦПД = Q_ДГ + Q_Д = 7.91 + 23.56 = 31.47 МВАр

2.2.3 Выбор номинального напряжения в 3-ем варианте.

рис. 3.4. Потокораспределение мощности в сети 3-его варианта

По (2.2) и (2.3):

На остальных участках «колец»:

Р_АБ = Р_ЦПА - Р_А = 33 - 14,3 = 18,7 МВт

Q_АБ = Q_ЦПА - Q_А =16.21 - 7.29 = 8.92 МВАр

Р_ВГ = Р_ЦПВ - Р_В = 51,8 - 42 = 9,8 МВт

Q_ВГ = Q_ЦПВ - Q_В = 26,98 - 22,68 = 4,3 МВАр

Р_ДГ = Р_ЦПД - Р_Д = 53,6 - 46,2 = 7,4 МВт

Р_ДГ = Р_ЦПД - Р_Д = 27,19 - 23,56 = 3,63МВАр

Расчёт по (2.1) сводим в таблицу 2.1.

Таблица 2.1.

Определение наивыгоднейшего напряжения.

№ варианта	Участок сети	Передаваемая на одну цепь мощность, Р, МВт	Длина участка, L, км	Наивыгоднейшее напряжение, U_эк, кВ	Стандартное напряжение, U, кВ
1	ЦП - А А - Б Б - Г Г - Д Д - В В - ЦП	59,5 45,2 3,7 13,5 59,7 101,7	28 70 128 49 18 35	72 126,5 38,4 71,5 119,8 160,4	110 110 110 110 110 220
2	ЦП - А А - Б Б - В В - ЦП ЦП - Д Д - Г	43 28,7 11,56 53,56 63,4/2 17,2/2	28 70 102 35 36 49	114,7 103 67,2 128,1 103,8 55,9	110 110 110 110 110 110
3	ЦП - В В - Г Г - Д Д - ЦП ЦП - А А - Б Б - ЦП	51,8 9,8 7,4 53,6 33 18,7 22,8	35 49 49 36 28 18,7 22,8	126,4 61,4 53,41 128,5 103,35 84,3 93,4	110 110 110 110 110 110 110

3. ВЫБОР СХЕМ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СОЕДИНЕНИЙ ПОНИЖАЮЩИХ ПОДСТАНЦИЙ

Главные схемы электрических соединений подстанций 35- 220 кВ должны отвечать следующим основным требованиям:

схема должна обеспечивать надёжное питание присоединённых потребителей в нормальном, ремонтном и послеаварийном режимах в соответствии с категориями нагрузки по надёжности электроснабжения с учётом наличия или отсутствия независимых резервных источников питания;

схема должна обеспечивать надёжность транзита мощности через ПС в нормальном, ремонтном и послеаварийном режимах в соответствии с его значением для рассматриваемого участка сети;

схема должна быть по возможности простой, наглядной, экономичной и обеспечивать возможность восстановления питания потребителей в послеаварийной ситуации средствами автоматики без вмешательства персонала;

схема должна допускать поэтапное развитие РУ с переходом от одного этапа к другому без значительных работ по реконструкции и перерывов в питании потребителей;

число одновременно срабатывающих выключателей в пределах одного РУ должно быть не более двух при повреждении линии и не более четырёх при повреждении трансформатора.

Одним из важнейших принципов построения сети, обеспечивающих требования надёжности и минимума приведенных затрат, является унификация конструктивных решений по ПС Наибольший эффект может быть достигнут при унификации ПС массового применения, являющихся элементами распределительной сети энергосистем. Необходимым условием для этого является типизация главных схем электрических соединений, определяющих технические решения при проектировании и сооружении ПС.

На основании вышеизложенного выбираем следующие типовые схемы ПС (таблица 3.1):

Таблица 3.1.

Выбор схем электрических соединений потребительских подстанций

вариант	Пункт А	Пункт Б	Пункт В	Пункт Г	Пункт Д
1	220-5Н	220-5Н	220-5Н	220-5Н	220-5Н
2	110-5Н	110-5Н	110-5Н	110-5Н	110-13
3	110-5Н	110-5Н	110-5Н	110-5Н	110-5Н

Типовые схемы электрических соединений потребительских подстанций:

рис.3.1. Схема проходной подстанции 220-5Н.

рис.3.2. Схема узловой подстанции 110 - 13

4. ВЫБОР СЕЧЕНИЙ ПРОВОДОВ

Выбор сечения проводов на каждом участке ВЛ напряжением 35-220 кВ с промежуточными отборами мощности производится по методу экономической плотности тока

Сечения проводов выбираем по таблице 2.6 [2,46-47] в зависимости от напряжения, расчётной активной мощности, материала и цепности опор, района территории России по толщине стенки гололёда. Результаты выбора заносим в таблицу 5.1.

Таблица 4.1.

Выбор сечений проводов.

№ в-та	Участок сети	U, кВ	Передаваемая на одну цепь мощность, Р, МВт	Сечение, мм²	Выбранный провод
1	ЦП - А А - Б Б - Г Г - Д Д - В В - ЦП	110 110 110 110 110 220	59,5 45,2 3,7 13,5 59,7 101,7	185 185 120 120 185 240	АС-185/29 (эк. сечение) АС-185/29 (эк. сечение) АС-120/19 (эк. сечение) АС-120/19 (эк. сечение) АС-185/29 (эк. сечение) АС-240/32 (усл. короны)
2	ЦП - А А - Б Б - В В - ЦП ЦП - Д Д - Г	110 110 110 110 110 110	43 28,7 11,56 53,56 63,4/2 17,2/2	240 185 185 240 185 185	АС-240/32 (эк. сечение) АС-185/29 (эк. сечение) АС-185/29 (эк. сечение) АС-240/32 (эк. сечение) АС-185/29 (эк. сечение) АС-185/29 (эк. сечение)
3	ЦП - В В - Г Г - Д Д - ЦП ЦП - А А - Б Б - ЦП	110 110 110 110 110 110 110	51,8 9,8 7,4 53,6 33 18,7 22,8	240 185 185 240 240 185 240	АС-240/32 (эк. сечение) АС-185/29 (эк. сечение) АС-185/29 (эк. сечение) АС-240/32 (эк. сечение) АС-240/32 (эк. сечение) АС-185/29 (эк. сечение) АС-240/32 (эк. сечение)

5. ПРОВЕРКА СЕЧЕНИЙ ПРОВОДОВ НА ПРОПУСКНУЮ СПОСОБНОСТЬ В АВАРИЙНЫХ РЕЖИМАХ

Выбранные ранее сечения проводов необходимо проверить на пропускную способность в аварийных режимах. За аварийный режим в радиально-магистральной сети принимаем обрыв одной из цепей двухцепных линий, в кольцевой сети - обрыв линии на каком-либо участке.

5.1 Проверка сечений проводов в сети 1-го варианта

Наибольший ток послеаварийного режима:

(5.1)

где P_ij , Q_ij - активная и реактивная мощности, передаваемые по участку i-j, МВт и МВАр, соответственно;

U_ном - номинальное напряжение сети, кВ.

Проверку сечений производим по условию:

I_доп ≥ I_ав._ij (5.2)

Результат проверки сводим в таблицу 5.1.

Рассмотрим различные аварийные режимы в сети 1-го варианта.

Расчет потокораспределения в аварийном режиме производим аналогично расчету п.3.2. Результат расчёта наносим на расчётные схемы (рис.5.1 - 5.2)

Обрыв линии на участке ЦП - А.

рис.5.1. Потокораспределение при обрыве на участке ЦП - А

Обрыв линии на участке ЦП - В

рис.5.2. Потокораспределение при обрыве на участке ЦП-В

Результат проверки сечений по (5.1) и (5.2) сводим в таблицу 5.1.

Таблица 5.1

Проверка сечений проводов на пропускную способность в сети

-го варианта.

Участок	Максимальная передаваемая мощность, МВА	Аварийный режим	U_ном, кВ	Сечение мм²	I_доп, А	I_ав, А
ЦП - А А - Б Б - Г Г - Д Д - В В - ЦП	161,2+j81.34 146.9+j74.05 105.4+j54.15 88.2+j46.24 119.2+j58.66 161.2+j81.34	обрыв участка ЦП-В обрыв участка ЦП-В обрыв участка ЦП-В обрыв участка ЦП-В обрыв участка ЦП-А обрыв участка ЦП-А	110 110 110 110 110 220	185 185 120 120 185 240	510 510 390 390 510 610	949 864 623 523 700 474

Выбранные сечения не удовлетворяют требованию пропускной способности. Поднимаем напряжение сети до 220 кВ и выбираем провод АС-240/32 по условию некоронирования линии. Производим расчет по (5.1)

Результат сводим в таблицу 5.2

Таблица 5.2

Проверка сечений проводов на пропускную способность в сети

-го варианта после увеличения напряжения.

Участок	Передаваемая мощность, МВА	Провод	U_ном, кВ	I_доп, А	I_ав, А
ЦП - А А - Б Б - Г Г - Д Д - В В - ЦП	161,2+j81.34 146.9+j74.05 105.4+j54.15 88.2+j46.24 119.2+j58.66 161.2+j81.34	АС-240/32	220	610	474 455 311 261 349 474

Выбранные сечения удовлетворяют требованию пропускной способности.

5.2 Проверка сечений проводов в сети 2-го варианта

Расчет потокораспределения в аварийном режиме производим аналогично расчету п.3.2. Результат наносим на расчётные схемы (рис.5.3 - 5.4)

рис.5.3. Потокораспределение при обрыве на участке ЦП-В

рис.5.4. Потокораспределение при обрыве на участке ЦП-А

При обрыве 1-й линии в радиальной схеме переток мощности происходит по одному проводу, который должен выдержать нагрузку.

Таблица 5.3

Проверка сечений проводов на пропускную способность в сети

-го варианта

Участок	Максимальная передаваемая мощность, МВА	Аварийный режим	U_ном, кВ	Сечение мм²	I_доп, А	I_ав, А
ЦП - А А - Б Б - В ЦП - В ЦП - Д Д - Г	97,8+j49,89 83,5+j42,6 55,8+j27,21 97,8+j49,89 63,4+j31,47 17,2+j7,91	обрыв участка ЦП-В обрыв участка ЦП-В обрыв участка ЦП-А обрыв участка ЦП-А обрыв участка ЦП-Д обрыв участка Г-Д	110	240 185 185 240 185 185	610 510 510 610 510 510	576 492 326 576 333 90

Выбранные сечения удовлетворяют требованию пропускной способности.

5.3 Проверка сечений проводов в сети 3-го варианта

Расчет потокораспределения в аварийном режиме производим аналогично расчету п.3.2. Результат расчёта наносим на расчётные схемы (рис.5.4 - 5.8)

Обрыв линии на участке ЦП - А

рис.5.5. Потокораспределение при обрыве на участке ЦП-Д

Обрыв линии на участке ЦП - В

рис.5.6. Потокораспределение при обрыве на участке ЦП-В

Обрыв линии на участке ЦП - А

рис.5.7. Потокораспределение при обрыве на участке ЦП-А

Обрыв линии на участке ЦП - Б

рис.5.8. Потокораспределение при обрыве на участке ЦП-Б

Результат проверки сечений сводим в таблицу 5.4

Таблица 5.4

-го варианта

Участок	Максимальная передаваемая мощность, МВА	Аварийный режим	U_ном, кВ	Сечение мм²	I_доп, А	I_ав, А
ЦП - А А - Б ЦП - Б ЦП - В В - Г Г - Д ЦП - Д	55,8+j27,21 41,5+j19,92 55,8+j27,21 105,4+j54,15 63,4+j31,47 59,2+j30,59 105,4+j54,15	обрыв участка ЦП-Б обрыв участка ЦП-Б обрыв участка ЦП-А обрыв участка ЦП-Д обрыв участка ЦП-Д обрыв участка ЦП-В обрыв участка ЦП-В	110	240 185 240 240 185 185 240	610 510 610 610 510 510 610	326 242 326 553 372 350 553

Выбранные сечения удовлетворяют требованию пропускной способности.

6. ВЫБОР ТРАНСФОРМАТОРОВ НА ПОДСТАНЦИЯХ. РАСЧЕТ ПОТЕРЬ МОЩНОСТИ В ТРАНСФОРМАТОРАХ

.1 Выбор трансформаторов на подстанциях

Ввиду отсутствия в задании резерва мощности по низкому напряжению в тех вариантах, где есть потребители 1 и 2 категорий, необходима установка не менее двух силовых трансформаторов. В таких случаях рекомендуется установка двух силовых трансформаторов одинаковой мощности. Большее количество силовых трансформаторов, как правило, экономически нецелесообразно.

Выбор мощности силовых трансформаторов производится с учетом аварийных и допустимых систематических перегрузок.

В аварийном режиме допускается работа трансформатора с перегрузкой [3,215]:

Перегрузка по току, %	30	45	60	70	100	200
Длительность перегрузки, мин.	120	80	45	20	10	1,5

Аварийная нагрузка определяется из условия отказа одного из трансформаторов подстанции, при этом допускается отключение потребителей 3 категории.

Для полного использования изоляции продолжительность и значение перегрузок трансформаторов мощностью до 100 МВА, изготовленных в соответствии с ГОСТ 11677-85, находят по графикам нагрузочной способности (ГОСТ 14209-85) в зависимости от суточного графика нагрузки, эквивалентные температуры охлаждающей среды и постоянной времени трансформатора для эквивалентной температуры воздуха +20˚С.[2,151-152]

(6.1)

где S_maxHH_I_,_II- нагрузка потребителей I и II категории на шинах НН ПС, МВА (п.1.2);

к_ав - нагрузочный коэффициент, при отказе одного из трансформаторов принимаем равным 1,3 (не более 120 минут).

Допускается длительная перегрузка масляных трансформаторов по силе тока на 5%, если напряжение обмоток не выше номинального, при этом для обмоток с ответвлениями нагрузка не должна превышать более чем в 1,05 раза номинальный ток ответвления:

(6.2)

Действительное значение номинальной мощности трансформатора S_т.ном принимается по стандартной шкале номинальных мощностей силовых трансформаторов. Трансформаторы на понижающих подстанциях должны иметь устройства для регулирования напряжения под нагрузкой (РПН).[4,16]

Пункт А

Выбираем в первом варианте трансформаторы ТРДН-40000/220 с номинальной мощностью 40 МВА, во втором и третьем варианте трансформаторы ТДН-10000/110, с номинальной мощностью 10 МВА.

По 6.2:

Для первого варианта:

Для второго и третьего варианта:

Пункт Б

Выбираем в первом варианте трансформаторы ТРДН-40000/220 с номинальной мощностью 40 МВА, во втором и третьем варианте - трансформаторы ТРДН-25000/110 с номинальной мощностью 25 МВА

По 6.2:

Для первого варианта:

Для второго и третьего варианта:

Пункт В:

По 6.2:

Для первого варианта:

Для второго и третьего варианта:

Пункт Г:

По 6.2:

Для первого варианта:

Для второго и третьего варианта:

Пункт Д:

Выбираем в первом варианте трансформаторы ТРДН-40000/220 с номинальной мощностью 40 МВА, во втором и третьем варианте трансформаторы ТДН-40000/110, с номинальной мощностью 40 МВА

По 6.2:

Для первого варианта:

Для второго и третьего варианта:

Выбранные трансформаторы удовлетворяют требованию по перегрузке, как в нормальном, так и в послеаварийном режимах.

Технические данные трансформаторов заносим в таблицу 6.1.

Таблица 6.1.

Технические данные трансформаторов.

№ вар	№ ПС	Тип тр-ра		S_ном,МВА	U_ном,кВ			∆Р_х, кВт	R_ТР,Ом	Х_ТР,Ом	∆Q_x, кВАр
					ВН		НН
1	А	ТРДН-40000/220		40	230		10,5	50	5,6	158,7	360
	Б	ТРДН-40000/220		40	230		10,5	50	5,6	158,7	360
	В	ТРДН-40000/220		40	230		10,5	50	5,6	158,7	360
	Г	ТРДН-40000/220		40	230		10,5	50	5,6	158,7	360
	Д	ТРДН-40000/220		40	230		10,5	50	5,6	158,7	360
2	А	ТДН-10000/110		10	115		11	14	7,95	139	70
	Б	ТРДН-25000/110		25	115		10,5	27	2,54	55,9	175
	В	ТРДН-25000/110		25	115		10,5	27	2,54	55,9	175
	Г	ТДН-10000/110		10	115		11	14	7,95	139	70
	Д	ТДН-40000/110	40		115	10,5		50	1,47	38,4	260
3	А	ТДН-10000/110	10		115	11		14	7,95	139	70
	Б	ТРДН-25000/110	25		115	10,5		27	2,54	55,9	175
	В	ТРДН-25000/110	25		115	10,5		27	2,54	55,9	175
	Г	ТДН-10000/110	10		115	11		14	7,95	139	70
	Д	ТДН-40000/110	40		115	10,5		50	1,47	38,4	260

6.2 Расчёт потерь мощности в трансформаторах.

Потери активной ∆Р_т и реактивной ∆Q_тмощностей в n параллельно работающих двухобмоточных трансформаторах определяются по формулам:

(6.3)

где Р_нагр- активная мощность нагрузки потребителя, МВт (таблица 1.1);

Q_нагр - реактивная мощность нагрузки потребителя, МВАр

U_ном- номинальное напряжение обмотки ВН трансформатора, кВ;

R_т, Х_т- активное и реактивное сопротивления трансформатора, Ом;

6.2.1 Расчёт потерь мощности в трансформаторах первого варианта

По (6.3):

Пункт А

Пункт Б

Пункт В

Пункт Г

Пункт Д

Приведённая нагрузка на шинах ВН ПС:

(6.4)

где - полная нагрузка на шинах НН

- потери холостого хода трансформаторов, МВА (таблица 6.1).

Пункт А

МВА

Пункт Б

МВА

Пункт В

МВА

Пункт Г

МВА

Пункт Д

МВА

6.2.2 Расчёт потерь мощности в трансформаторах второго и третьего варианта

По (6.3):

Пункт А

Пункт Б

Пункт В

Пункт Г

Пункт Д

Приведённая нагрузка на шинах ВН ПС

По (6.4):

Пункт А

МВА

Пункт Б

МВА

Пункт В

МВА

Пункт Г

МВА

Пункт Д

МВА

Результаты расчёта сводим в таблицу 6.2.

Таблица 6.2.

Потери мощности в трансформаторах

№ в-та	Пункт	Потери в обмотках		Потери х.х.		Суммарные потери, , МВА
		∆Р_т^′, МВт	∆Q_т^′,МВАр	∆Р_т^″,МВт	∆Q_т^″,МВАр
1	А	0,03	0,84	0,05	0,36	0,08+j1.2
	Б	0,245	6,95	0,05	0,36	0.295+j7.31
	В	0,268	7,5	0,05	0,36	0.418+j7.86
	Г	0,041	1,17	0,05	0,36	0.091+j1.53
	Д	0,311	8,82	0,05	0,36	0.361+j9.18
2	А	0,155	2,708	0,014	0,07	0,169+j2.778
	Б	0,407	8,957	0,027	0,175
	В	0,468	9,63	0,027	0,175	0.494+j9.805
	Г	0,215	4,117	0,014	0,07	0.229+j4.24
	Д	0,269	7,03	0,05	0,126	0.319+j7.156
3	А	0,155	2,708	0,014	0,07	0,169+j2.778
	Б	0,407	8,957	0,027	0,175	0.434+j9.132
	В	0,468	9,63	0,027	0,175	0.494+j9.805
	Г	0,215	4,117	0,014	0,07	0.229+j4.24
	Д	0,269	7,03	0,05	0,126	0.319+j7.156

7. РАСЧЁТ ПОТОКОРАСПРЕДЕЛЕНИЯ МОЩНОСТИ В НОРМАЛЬНОМ РЕЖИМЕ РАБОТЫ СЕТИ

.1 Расчёт параметров схемы замещения линий электропередачи

Линии электропередачи сравнительно небольшой длины (до 400 км) в практических расчётах представляются П-образными схемами замещения, параметры которых определяются по выражениям:

R_л, X_л - активное и реактивное сопротивление линии, Ом.

(7.1)

(7.2)

где r_0,x₀ -удельное активное и реактивное сопротивления линии, Ом/км;

L - длина линии, км.

Q_c - зарядная мощность линии, МВАр.

Q_c = q₀·L (7.3)

где q₀ - погонная зарядная мощность линии, МВАр/км,

q₀=b₀·U²(7.4)

где b₀ - удельная зарядная мощность,

7.1.1 Расчёт параметров схемы замещения первого варианта

По (7.1) и (7.2):

Участок ЦП-А:

R_ЛЦПА = 0,118·28=3,304 Ом

Х_ЛЦПА = 0,435·28=12,18 Ом

Q_c_ЦПА= 0.126·28=3.529 МВАр

Участок А-Б:

R_ЛАБ = 0,118·70=8,26 Ом

Х_ЛАБ = 0,435·70=30,45 Ом

Q_c_АБ= 0.126·70=8,822 МВАр

Участок Б-Г:

R_ЛБГ = 0,118·128=15,1 Ом

Х_ЛБГ = 0,435·128=55,68 Ом

Q_c_БГ= 0.126·128=16,132 МВАр

Участок Г-Д:

R_ЛГД = 0,118·49=5,782 Ом

Х_ЛГД = 0,435·49=21,32 Ом

Q_c_ГД= 0.126·49=6,176 МВАр

Участок Д-В:

R_ЛДВ = 0,118·18=2,124 Ом

Х_ЛДВ = 0,435·18=7,83 Ом

Q_c_ДВ= 0.126·18=2,269 МВАр

Участок ЦП-В:

R_ЛЦПВ = 0,118·35=4,13 Ом

Х_ЛЦПВ = 0,435·35=15,23 Ом

Q_c_ЦПВ= 0.126·35=4,411 МВАр

7.1.2 Расчёт параметров схемы замещения второго варианта

Участок ЦП-А:

R_ЛЦПА = 0,118·28=3,304 Ом

Х_ЛЦПА = 0,405·28=11,34 Ом

Q_c_ЦПА= 0.034·28=0,951 МВАр

Участок А-Б:

R_ЛАБ = 0,159·70=11,13 Ом

Х_ЛАБ = 0,413·70=28,91 Ом

Q_c_АБ= 0.0332·70=2,327 МВАр

Участок Б-В:

R_ЛБВ = 0,159·102=16,22 Ом

Х_ЛБВ = 0,413·102=42,13 Ом

Q_c_БВ= 0.0332·102=3,386 МВАр

Участок ЦП-В:

R_ЛЦПВ = 0,118·35=4,13 Ом

Х_ЛЦПВ = 0,405·35=14,18 Ом

Q_c_ЦПВ= 0.034·35=1,19 МВАр

Учитываем, что в двухцепных линиях сопротивления участков уменьшаются в два раза, а зарядная мощность вдвое увеличивается.

Участок ЦП-Д:

R_ЛЦПД = 0,159/2·35=2,862 Ом

Х_ЛЦПД = 0,413/2·35=7,434 Ом

Q_c_ЦПД= 0.0332·2·35=2,390 МВАр

Участок Д-Г:

R_ЛДГ = 0,159/2·49=3,896 Ом

Х_ЛДГ = 0,413/2·49=10,19 Ом

Q_c_ДГ= 0.0332·2·49=3,254 МВАр

7.1.3 Расчёт параметров схемы замещения третьего варианта

Участок ЦП-В: R_ЛЦПВ = 0,118·35=4,13 Ом

Х_ЛЦПВ = 0,405·35=14,18 Ом

Q_c_ЦПВ= 0.034·35=1,19 МВАр

Участок В-Г:

R_ЛВГ = 0,159·49=7,791 Ом

Х_ЛВГ = 0,4413·49=20,24 Ом

Q_сВГ= 0.0332·49=1,19 МВАр

Участок Г-Д:

R_ЛГД = 0,159·49=7,791 Ом

Х_ЛГД = 0,4413·49=20,24 Ом

Q_сГД= 0.0332·49=1,19 МВАр

Участок ЦП-Д:

R_ЛЦПД = 0,118·36=4,248 Ом

Х_ЛЦПД = 0,405·36=14,58 Ом

Q_сЦПД= 0.034·36=1,224 МВАр

Участок ЦП-А:

R_ЛЦПА = 0,118·28=3,304 Ом

Х_ЛЦПА = 0,405·28=11,34 Ом

Q_сЦПА= 0.034·28=0,951 МВАр

Участок А-Б:

R_ЛАБ = 0,159·70=11,13 Ом

Х_ЛАБ = 0,413·70=28,91 Ом

Q_сАБ= 0.0332·70=2,327 МВАр

Участок ЦП-Б:

R_ЛЦПБ = 0,118·98=11,57 Ом

Х_ЛЦПБ = 0,405·98=39,69 Ом

Q_сЦПБ= 0.034·98=3,332 МВАр

Результаты расчетов сводим в таблицу 7.1.

Таблица 7.1

Параметры схем замещения линий.

№ в-та	Участок	Провод	Длина, L, км	r₀ , Ом/км	х₀ , Ом/км	q₀ , МВАр/км	R_Л, Ом	Х_Л, Ом	Q_c, МВАр
1	ЦП-А	АС-240/32	28	0,118	0,435	0,126	3,304	12,18	3,529
	А-Б	АС-240/32	70	0,118	0,435	0,126	8,26	30,45	8,822
	Б-Г	АС-240/32	128	0,118	0,435	0,126	15,1	55,68	16,132
	Г-Д	АС-240/32	49	0,118	0,435	0,126	5,782	21,32	6,176
	Д-В	АС-240/32	18	0,118	0,435	0,126	2,124	7,83	2,269
	ЦП-В	АС-240/32	35	0,118	0,435	0,126	4,13	15,23	4,411
2	ЦП-А	АС-240/32	28	0,118	0,405	0,034	3,304	11,34	0,951
	А-Б	АС-185/29	70	0,159	0,413	0,0332	11,13	28,91	2,327
	Б-В	АС-185/29	102	0,159	0,413	0,0332	16,22	42,13	3,386
	ЦП-В	АС-240/32	35	0,118	0,405	0,034	4,13	14,18	1,19
	ЦП-Д	АС-185/29	36	0,159	0,413	0,0332	2,862	7,434	2,390
	Д-Г	АС-185/29	49	0,159	0,413	0,0332	3,896	10,19	3,254
3	ЦП-В	АС-240/32	35	0,118	0,405	0,034	4,13	14,18	1,19
	В-Г	АС-185/29	49	0,159	0,413	0,0332	7,791	20,24	1,627
	Г-Д	АС-185/29	49	0,159	0,413	0,0332	7,791	20,24	1,627
	ЦП-Д	АС-240/32	36	0,118	0,405	0,034	4,248	14,58	1,224
	ЦП-А	АС-240/32	28	0,118	0,405	0,034	3,304	11,34	0,951
	А-Б	АС-185/29	70	0,159	0,413	0,0332	11,13	28,91	2,327
	ЦП-Б	АС-240/32	98	0,118	0,405	0,034	11,57	39,69	3,332

7.2 Расчёт потокораспределения мощности

Выполняем потокораспределение с учётом потерь мощности на всех участках сети, при условии, что напряжения во всех узловых точках равны номинальному.

(7.5)

где Р_нагр - активная мощность, передаваемая по линии с учётом потерь мощности в трансформаторах на приемном конце, МВт;

Q_нагр - реактивная мощность, передаваемая по линии с учётом потерь мощности в трансформаторах на приемном конце, МВАр;

U_ном - номинальное напряжение линии, кВ;

R_л, X_л - активное и реактивное сопротивление линии, Ом (табл.7.1)

7.2.1 Потокораспределение в сети первого варианта.

Разрываем «кольцо» в узле ЦП и производим расчёт.

рис. 7.1. Потокораспределение в сети первого варианта

Мощность в узлах расчётной схемы:

МВА

МВАМВА МВАМВА

Потокораспределение мощности по «головным» участкам кольца:

(7.6)

где - комплексная мощность нагрузки в i-том узле с учётом потерь в трансформаторах и зарядной мощности линий, МВА;

- сопряженный комплекс сопротивления участка линии i-2, Ом;

- сопряженный комплекс суммарного сопротивления участков линии, Ом.

Так как в данной схеме на всех участках установлен провод одного сечения, то (7.6) после преобразования преобретет вид:

(7.7)

По (7.6):

МВА

Точкой токораздела является пункт Г. Расчёт потерь мощности в линии начинаем с участков, прилегающих к узлу Г.

Участок Б-Г

МВА

Участок А-Б

МВА

Участок ЦП-А

МВА

Участок Д-Г

МВА

Участок В-Д

МВА

Участок ЦП-В

МВА

По (7.7):

Распределение мощности по другим участкам кольца:

МВА

7.2.2 Потокораспределение в сети второго варианта

Разрываем «кольцо» в узле ЦП и производим расчёт, аналогичный предыдущему.

рис. 7.2. Потокораспределение в сети второго варианта

Мощность в узлах расчётной схемы:

По (7.6):

Распределение мощности по другим участкам кольца:

Точкой токораздела является пункт Б. Расчёт потерь мощности в линии начинаем с участков, прилегающих к узлу Б.

Участок А-Б

Участок ЦП-А

Участок В-Б

Участок ЦП-В

Участок Г-Д

Участок ЦП-Д

Распределение мощности по радиальным участкам схемы:

7.2.3 Потокораспределение в сети третьего варианта

Разрываем «кольца» в узле ЦП и производим расчёт, аналогичный предыдущим.

рис. 7.3. Потокораспределение в сети третьего варианта

Мощность в узлах расчётной схемы:

По (7.6):

Распределение мощности по оставшемуся участку кольца кольца:

Точкой токораздела является пункт Б. Расчёт потерь мощности в линии начинаем с участков, прилегающих к узлу Б

Участок А-Б:

Участок ЦП-Б:

Участок ЦП-В:

По (7.6) определим потокораспределение мощности по «головным» участкам второго кольца:

Распределение мощности по другим участкам кольца:

Участок Б-Г

Участок А-Б

Участок ЦП-А

Участок Д-Г

Участок В-Д

Участок ЦП-В

Результат расчёта потерь мощности в линиях сводим в таблицу 7.2

Таблица 7.2

Потери мощности на участках линий.

№ в-та	Участок	Мощность в начале участка, МВА	Мощность в конце участка, МВА	Потери мощности, МВА
1	ЦП-А А-Б Б-Г Г-Д Д-В ЦП-В	60,561+j21.399 45,905+j18.821 3.706+j2.597 13.614-j4.25 60.359+j24.98 103.817+j57.26	60.285+j20.379 45.501+j17.33 3.7+j2.62 13.59-j4.34 60.174+j24.3 102.677+j53.06	0.276+j1.02 0.404+j1.49 0.0063+j0.023 0.024+j0.09 0.185+j0.68 1.14+j4.2
2	ЦП-А А-Б Б-В ЦП-В Д-Г ЦП-Д	45,314+j32.274 30.057+j21.62 13.184+j7.43 57.209+j43.15 17.563+j12.444 46.988+j42.43	44.526+j30.05 29.047+j18.76 12.887+j7.43 55.649+j38.395 17.429+j12.097 46.104+j40.134	0.788+j2.704 1.01+j2.857 0.297+j0.77 1.56+j5.35 0.1337+j0.347 0.884+j2.296
3	ЦП-А А-Б ЦП-Б ЦП-В В-Г Г-Д ЦП-Д	34,259+j22.775 19.354+j12.849 23.735+j16.449 53.806+j40.874 9.958+j5.05 7.603+j5.411 55.777+j39.49	33.823+j21.279 18.9+j11.67 25.034+j14.06 52.423+j36.126 9.88+j4.85 7.548+j5.269 54.323+j34.5	0.435+j1.496 0.454+j1.179 0.195+j2.389 1.383+j4.75 0.078+j0.2 0.055+j0.142 1.454+j4.99

8. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ СРАВНЕНИЕ ВАРИАНТОВ СХЕМ СЕТИ

Экономическим критерием, по которому определяют целесообразный вариант, является минимум приведенных затрат.

З_i = К_i + И_i (8.1)

где К_i - единовременные капитальные вложения в сооружаемые объекты i-того варианта сети;

И_i - ежегодные эксплуатационные издержки i-того варианта сети;

Для упрощения расчётов составляющую ущерба в проекте не учитываем. Использование выражения (8.1) предполагает, что сооружение проектируемой сети производится в течение года.

8.1 Определение ежегодных капитальных вложений

Капитальные вложения определяем при обязательном условии исключения одних и тех же элементов сети, которые повторяются в трёх вариантах. Результат расчёта сводим в таблицу 8.1.

Таблица 8.1

Ежегодные капитальные вложения

№ в-та	Наименование объекта	Стоимость единицы, тыс.руб.	Количество единиц, км, шт.	Общая стоимость, тыс.руб.
1	Одноцепная воздушная линия 220 кВ, на ж/б опорах, выполненная проводом: А-Б АС-240/32 Б-Г АС-240/32 Г-Д АС-240/32 Д-В АС-240/32 Итого по ВЛ ОРУ 220-5Н Трансформаторы: ТРДН-40000/220 Итого по ПС Итого по 1-му варианту	3240 3240 3240 3240 18600 24000х2	70 128 49 18 5 5	171000 296520 116720 58320 643200 93000 240000 333000 975600
2 2	Одноцепная воздушная линия 110 кВ, на ж/б опорах, выполненная проводом: А-Б АС-185/29 Б-В АС-185/29 Двухцепная воздушная линия 110 кВ, на ж/б опорах, выполненная проводом: ЦП-Д АС-185/29 Д-Г АС-185/29 Итого по ВЛ ОРУ 110-5Н ОРУ 110-13 Трансформаторы: ТДН-10000/110 (п. А, п. Г) ТРДН-25000/110 (п. Б, п. В) ТДН-40000/110 (п. Д) Итого по ПС Итого по 2-му варианту	2820 2820 3660 3660 14100 12000 8880х2 13320х2 17520х2	70 102 36 49 4 8 2 1 1	197400 287640 131400 179340 795780 56400 96000 35520 53280 35040 276240 1103270
3	Одноцепная воздушная линия 110 кВ, на ж/б опорах, выполненная проводом: В-Г АС-185/29 Г-Д АС-185/29 ЦП-Д АС-240/32 А-Б АС-185/29 ЦП-Б АС-240/32 Итого по ВЛ ОРУ 110-5Н Трансформаторы: ТДН-10000/110 (п.А, п. Г) ТРДН-25000/110 (п.Б, п. В) ТДН-40000/110 (п.Д) Итого по ПС Итого по 3-му варианту	2820 2820 3060 2820 3060 14100 8880х2 13320х2 17520х2	49 49 36 70 98 5 2 2 1	138180 138180 101520 197400 276360 851400 1175 35520 53280 35040 194340 1045980

8.2 Определение ежегодных эксплуатационных расходов

И = И_ао + И_пот +И_ф (8.2)

где И_ао - ежегодные издержки на реновацию и обслуживание элементов сети, тыс.руб./год;

И_пот- затраты на компенсацию потерь электроэнергии в проектируемой сети за год эксплуатации, тыс.руб./год.

И_ф - финансовые издержки, тыс.руб/год

Ежегодные издержки на амортизацию и обслуживание

И_ао= α_псК_пс+α_лК_л (8.3)

где α_л, α_пс - общие нормы отчислений от капиталовложений соответственно для линий и подстанций;

α_л = 0,008 для ВЛ 35 кВ и выше на стальных и железобетонных опорах,

α_пс = 0,059 в РУ напряжением до 150 кВ, 0,049 в РУ напряжением 220 кВ.

К_л, К_пс - капиталовложения в сооружение линий и подстанций, соответст венно (таблица 11.1)

И_ао1 = 0,049·333000 + 0,008·646600 = 21490 тыс.руб./год

И_ао2 = 0,059·276240 + 0,008·795780 = 17804 тыс.руб./год

И_ао3 = 0,059·194340 + 0,008·851640 = 18279 тыс.руб./год

Затраты на компенсацию потери электроэнергии

И_пот = И^′ + И^″ = (8.4)

где ∆W′,∆W″- условно-переменные (нагрузочные) и условно-постоянные потери электроэнергии в элементах сети, кВт·ч/год;

- стоимость 1 кВт·ч электроэнергии, тыс.руб./кВт·ч [1,c.39]

Условно-переменные потери электроэнергии в элементах сети

∆W’=∑∆Р_ВЛ_i·τ _i+∑∆Р_ТР_i· τ_i (8.5)

где ∑∆Р_ВЛ - суммарные потери активной мощности на участках линии, МВт (таблица 7.2)

∑∆Р_ТР - суммарные нагрузочные потери в трансформаторах,

МВт (таблица 6.2)

τ - время максимальных потерь, ч.

Для сетевого района:

(8.6)

где Т_max - время использования максимальной нагрузки, ч.

(8.7)

где Р_i - максимальная активная нагрузка i-го потребителя (таблица 1.1);

Т_max_i - продолжительность использования максимальной нагрузки i-того потребителя ( таблица 1.1).

Схема 1

τ = (0,124 + 4462·10^-4)²·8760 = 2848 ч

∑∆Р_ВЛ = (0,276+0,404+0,0063+0,024+0,185+1,17) = 5882 МВт·ч/год

По (8.6) для каждой ПС:

τ_А = (0,124 + 3625·10^-4)²·8760 = 2073 ч

τ_Б = (0,124 + 5850·10^-4)²·8760 = 4403 ч

τ_В = (0,124 + 3300·10^-4)²·8760 = 1806 ч

τ_Г = (0,124 + 4240·10^-4)²·8760 = 2630 ч

τ _Д= (0,124 + 4632·10^-4)²·8760 = 3020 ч

∑∆Р_ТР=0,03·2073+0,245·4403+0,268·1806+0,041·2630+0,311·3030=2675 МВт·ч/год

По (8.5):

∆W’=5882+2675=8667 МВт·ч/год

Условно-постоянные потери электроэнергии в элементах сети

∆W’’ = ∑∆Р_кор·8760 +∑Р_xx·8760 (8.8)

где ∑∆Р_кор - суммарные потери мощности на корону, кВт;

∑∆P_xx - суммарные потери холостого хода в трансформаторах, кВт (таблица 6.2)

∆W’’₁=(23,52+58,8+107,5+41,16+15,12+29,4)·8760+

+(50·5)·8760·10^-3=2719,3 МВт·ч/год

И_пот=2·8667+0,33·2719,3=18231,3 тыс.руб.

И_ф= (8.9)

где К - капитальные затраты на оборудование, тыс.руб.

Т_ВЫПЛ - срок выплаты заемщика, лет.

И_ф= тыс.руб./год

По (8.2):

И=28860+18230+65040=112130 тыс. руб./год

Схема 2

По (8.7):

Т_max_Г= 4632 ч

τ_АБВ= (0,124 + 4421·10^-4)²·8760 = 2807 ч

τ_Д= (0,124 + 4326·10^-4)²·8760 = 2713 ч

τ_Д= (0,124 + 4632·10^-4)²·8760 = 2630 ч

∑∆Р_ВЛ = ((0,788+1,01+0,297+1,56)·2807+1,378·2713+0,156·2630) = =14408 МВт·ч/год

∑∆Р_ТР=0,438·2073+0,407·4403+0,155·1806+0,269·2630+0,215·3030=4162 МВт·ч/год

По (8.5):

∆W’=14408+4162=18571 МВт·ч/год

По (8.8):

∆W’’₂=(2,24+5,6+8,16+2,8+2,88+3,92)·8760+

+(14+27+27+50+14)·8760·10^-3=1381 МВт·ч/год

И_пот=2·18571+0,33·1381=32692 тыс. руб.

По (8.9)

И_ф= тыс. руб./год

По (8.2):

И=17804+37957+65772=120718 тыс.руб./год

Схема 3

По (8.7):

По (8.6):

τ_АБ=(0,124+5265·10^-4)²·8760 = 3706 ч

τ_ВГД=(0,124+4037·10^-4)²·8760 = 2439 ч

Рассчитываем нагрузочные потери для линий и трансформаторов:

∑∆Р_ВЛ = (0,436+0,454+0,695)·3706+(1,383+0,678+0,055+1,454) ·2439= =13188 МВт·ч/год

∑∆Р_ТР=0,438·1806+0,407·4403+0,269·2073+0,269·3020+0,215·2630

=4386 МВт·ч/год

По (8.5):

∆W’=13118+4386=17504 МВт·ч/год

По (8.8):

∆W’’₂=(2,8+3,92+3,92+2,88+2,24+5,6+7,84)·8760+

+(14+27+27+50+14)·8760·10^-3=1412 МВт·ч/год

По (8.9)

И_ф= тыс.руб./год

По (8.2):

И=18279+35473+69732=123484 тыс. руб./год

.3 Определение приведенных затрат

По (8.1):

З₁ = 975600+112130=1087730 тыс. руб.

З₂ = 986580+120718= 119398 тыс. руб.

З₃ = 1045980+123484=1169464 тыс. руб.

Относительная разница в приведенных затратах:

Относительная разница в приведенных затратах составляет более, чем 5%, следовательно 1-ый вариант является наиболее целесообразным. Результаты расчёта сводим в таблицу 8.2.

Таблица 8.2

Технико-экономическое сравнение вариантов

Наименование затрат	1-ый вариант	2-ый вариант	3-ый вариант
Капитальные затраты, К, тыс. руб. в том числе: на сооружение линий на сооружение подстанций	975600 642600 333000	1072020 795780 276240	1045980 851640 194340
Ежегодные эксплуатационные расходы, И, тыс.у.е./год в том числе: на реновацию и обслуживание на возмещение потерь электроэнергии финансовые издержки Приведенные затраты, З, тыс.у.е.	112130 21490 26898 65040 1087730	121964 17804 32692 71468 1193984	123484 18279 35473 69732 1169464

Наиболее выгодной является схема первого варианта, сеть, выполненная по первой схеме будет самой экономичной как при строительстве, так и при эксплуатации. Дальнейшие расчеты выполняем по этой схеме.

9. РАСЧЁТ НАПРЯЖЕНИЙ В УЗЛАХ СХЕМЫ ЗАМЕЩЕНИЯ

На последнем этапе расчёта определяем потери напряжения на участках сети и напряжения в узлах схемы замещения при последовательном переходе от узла к узлу.

Расчет потерь напряжения в трансформаторах:

(9.1)

где - продольная и поперечная составляющие падения напряжения в j-ом трансформаторе, кВ.

(9.2)

где - активная и реактивная мощности проходящие через j-й трансформатор, МВт и МВАр, соответственно (таблица 1.1);

- активное и реактивное сопротивление j-го трансформатора, (таблица 6.1);

U_j - напряжение в j-том узле (конце участка), кВ.

При расчёте по данным конца напряжение в i-том узле:

(9.3)

(9.4)

где - активная и реактивная мощности в конце участка, МВт и МВАр, соответственно (таблица 7.2);

- напряжение в j-том узле (конце участка), кВ.

Участок Б-Г

U_Г= 230 кВ

Участок Б-А

Участок ЦП-А

Участок Г-Д

Участок Д-В

Участок ЦП-В

Потери напряжения в трансформаторах и напряжения на шинах НН определяем по (9.1), (9.2), учитывая, что U_ном = U_номВН трансформаторов.

Потери напряжения в п. В:

Действительные напряжения на шинах НН в п. В:

(9.5)

где k_тр - коэффициент трансформации трансформаторов на основном регулировочном ответвлении.

(9.6)

Т.к. на всех П.С. установлены одинаковые трансформаторы, коэффициент трансформации на всех П.С. будет один, равный 21,9

Потери напряжения в п. Б:

Потери напряжения в п. Г:

Потери напряжения в п. Д:

Результаты расчёта сводим в таблицу 9.1.

Таблица 9.1

Напряжения в узлах схемы сети.

Напряжения на шинах ПС и ИП

ЦП

U_i , кВ , кВ

U_нн , кВ234,8

,49230,88

,36

,74231,39

,63230

,2230

9,54236,75

Во всех пунктах напряжение не соответствует требуемому напряжению на шинах НН. Необходимо выполнить регулирование напряжения на всех ПС.

10. РЕГУЛИРОВАНИЕ НАПРЯЖЕНИЯ

По ПУЭ на шинах 6-10 кВ подстанций должно осуществляться встречное регулирование напряжения, в соответствии с которым в режиме максимальных нагрузок напряжение на шинах должно превышать номинальное на 5-10%,т.е.

U_{н жел} = (1,05 ÷1,1)U_ном =10,5 ÷ 11 кВ (10.1)

Желаемое напряжение ответвления при желаемом напряжении на вторичной стороне:

(10.2)

где - напряжение на шинах НН ПС, приведённое к стороне ВН (таблица 9.1)

U_{н. ном} - номинальное напряжение обмотки НН трансформатора.

А: ,

Б: ,

В: ,

Г: ,

Д: ;

Номер стандартного регулировочного ответвления:

(10.3)

где α - изменение напряжения на регулировочное ответвление

, принимаем n= - 2

, принимаем n= - 6

, принимаем n= - 7

, принимаем n= - 3

, принимаем n= - 8

Стандартное напряжение ответвления

(10.4)

А: кВ

Б: кВ

В: кВ

Г: кВ

Д: кВ

схема районная электросеть напряжение

Действительное напряжение на шинах НН подстанций

(10.5)

А:

Б:

В:

Г:

Д:

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В результате проделанной работы было разработано следующее:

· на основе взаимного расположения источника питания и пунктов потребления и категорийности нагрузки по требуемой степени надёжности электроснабжения составлены 3 варианта конфигурации схемы районной электросети;

· на основе приближённой (без учёта потерь) оценки распределения в каждом из вариантов сети потоков мощности и измеренных длин линий осуществлён ориентировочный выбор напряжения на каждом участке;

· по методу «экономических интервалов» произведён выбор сечений проводов марки АС с последующей их проверкой на пропускную способность в аварийных режимах;

· произведен выбор числа и мощности трансформаторов на потребительских подстанциях и рассчитаны потери мощности в трансформаторах;

· определены потери мощности на участках линий;

· выбраны схемы электрических соединений потребительских подстанций;

· выполнена оценка технико-экономических показателей вариантов схемы районной электросети и выбор из них оптимального по минимуму приведенных затрат;

· в оптимальном варианте решён вопрос обеспечения потребителей качественной электроэнергией (осуществлено «встречное» регулирование напряжения).

Оптимальной является «кольцевая» схема 1-го варианта районной электрической сети.

СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

1. Методические указания к курсовому проектированию по дисциплине «Электроэнергетические сети и системы». ЮСИЭПИ, Южно-Сахалинск, 2009. - 62с.

2. Макаров Е.Ф. Обслуживание и ремонт электрооборудования электростанций и сетей. - М.: ИРПО: Издательский центр «Академия», 2003. - 448с.

3. Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации. - СПб.: Издательство ДЕАН, 2003. - 336с.

4. Правила устройства электроустановок. - 7-е изд. - СПб.: Издательство ДЕАН, 2003. - 192с.

5. Рожкова Л.Д., Козулин В.С. Электрооборудование станций и подстанций. - 3-е изд. перераб. - М.: Энергия, 1987 - 600 с.

6. Справочник по проектированию подстанций 35 - 500 кВ./Под ред. С.С.Рокотяна и Я.С. Самойлова. - М.: Энергоиздат, 1982. - 352 с.

7. Справочник по проектированию электроэнергетических систем./Под редакцией С.С. Рокотяна и И.М. Шапиро. - 3-е изд., перераб. и доп. - М.: Энергоатомиздат, 1985. - 352 с.

8. Электротехнический справочник. Производство, передача и распределение электрической энергии/ Под общ. ред. профессоров МЭИ В.Г.Герасимова, П.Г.Грудинского, Л.А.Жукова и др.- 6-е изд. испр. и доп.- М.; Энергоиздат, 1982- 656 с., ил.

9. Справочник по проектированию электроснабжения/ Под ред. В.И.Круповича, Ю.Г.Барыбина, М.Л.Самовера. - 3 - е изд., перераб. и доп. - М.: Энергия, 1980. - 456 с., ил.

Проектирование районной сети