Электроснабжение сетевого района Нижновэнерго

Курсовой проект по учебной дисциплине

«Электропитающие системы и электрические сети»

Тема: «Электроснабжение сетевого района Нижновэнерго»

ЗаданиЕ на курсовой проект по учебной дисциплине «Электропитающие системы и электрические сети»

Студенту Тема проекта: «Электроснабжение сетевого района Нижновэнерго».

Срок сдачи проекта 22 апреля 2007 г.

Исходные данные к проекту: вариант № 10.

4. Перечень подлежащих разработке вопросов.

4.1. Выбор графа, схемы и номинального напряжения проектируемой электрической сети .

4.1.1. Выбор графа проектируемой сети .

4.1.2. Распределение мощностей по ЛЭП электрической сети.

4.1.3. Выбор номинального напряжения электрической сети.

4.1.4. Баланс мощностей в сетевом районе.

4.1.5. Выбор схемы проектируемой электрической сети.

4.1.6. Выбор марки и сечения провода ЛЭП.

4.1.7. Выбор номинальной мощности трансформаторов районных понизительных подстанций.

4.1.8. Основные технико-экономические показатели проектируемой сети.

4.1.9. Выбор графа, схемы и номинального напряжения проектируемой сети.

4.2. Расчёт основных нормальных и утяжелённых режимов работы сети.

4.2.1. Расчётная схема электрической сети.

4.2.2. Исходные данные к расчёту режимов работы электрической системы на ЭВМ.

4.2.3. Результаты расчёта и анализ основных параметров режимов работы районной сети.

4.2.4. Расчёт основного режима максимальных нагрузок методом последовательных приближений в два этапа одного из элементов сети (по указанию руководителя проекта).

4.3. Регулирование напряжения в электрической сети.

4.4. Основные технико-экономические показатели (ТЭП) спроектированной сети.

4.4.1. Основные ТЭП линий электропередачи.

4.4.2. Основные ТЭП районных подстанций.

4.4.3. Основные ТЭП спроектированной сети.

4.4.4. Коэффициенты полезного действия электропередачи при нормальном режиме максимальных нагрузок и среднегодовой.

5.Графическая часть проекта.

5.1 Принципиальная электрическая схема и схема замещения спроектированного сетевого района.

5.2 Векторная диаграмма токов и напряжений одного из участков элементов сети (по указанию руководителя проекта).

Исходные данные на проектирование

Средний коэффициент мощности генераторов cos _г =0.84.

Минимальная нагрузка от максимальной — 44%.

Мощность источника, А равна 100% от суммарной мощности.

1. Выбор графа, схемы и номинального напряжения проектируемой электрической сети Электрическая сеть представляет собой совокупность электроустановок для передачи и распределения электрической энергии, состоящей из подстанций, распределительных устройств, токопроводов, воздушных (ВЛ) и кабельных (КЛ) линий электропередачи (ЛЭП), работающих на определенной территории.

В начале проектирования питающей сети необходимо проверить обеспечение баланса активных и реактивных мощностей.

1.1 Выбор графа проектируемой сети

На основе места расположения источников питания и потребителей электроэнергии намечаем два варианта графа сети, обеспечивающих требуемую надежность электроснабжения приемников электрической энергии.

Вариант 1

Рис. 1. Граф электрической сети (вариант1)

Вариант 2

Рис. 2. Граф электрической сети (вариант2)

Для подробного расчета принимаем электрическую сеть графа вотрого варианта. Расчет варианта № 1 сведем в результирующую таблицу выбора сечения проводов ЛЭП.

1.2 Распределение мощностей по ЛЭП электрической сети.

По графам сетей (рис. 1 и 2) определим геометрические длины ЛЭП.

Используя рекомендации проектных организаций, основанных на нормативных документах и опыте проектирования электрических сетей в современных условиях, примем длину ЛЭП с учетом коэффициента удлинения трас. Т. к. Нижновэнерго входит в ОЭС Центра, то коэффициент удлинения k=1,16 [1.3, c.164]. Тогда реальные длины ЛЭП от i-го участка к j-му вычисляются по формуле:

L_ij=l_ij· k.

Реальные длины ЛЭП приведены в таблицах 1.1 и 1.2

Таблица 1.1 (вариант№ 1)

Таблица 1.2 (вариант№ 2)

Распределение активных мощностей по ЛЭП определим упрощенно, считая сеть однородной, по методике [1.1, c.143].

Активная мощность в каждом пункте вычисляется по формуле (таблица 1.3):

P_i=S_icos_i,

где P_i — активная мощность в i-ом пункте, МВт;

S_i — максимальная нагрузка в i-ом пункте, МВА;

cos_i — коэффициент мощности в i-ом пункте, о.е.

Таблица 1.3

В однородной сети сопротивления отдельных участков ЛЭП эквивалентны их длинам. Потребляемая активная мощность:

Мощности источников питания Вычислим активные мощности на головных участках ЛЭП. Для простой замкнутой сети (рис.2) распределение мощностей рассчитаем сначала в ветвях, подключенных к источникам питания А.

Вариант1

Рисунок 1 — Распределение активных мощностей от источника A

Из полученных данных найдем, что

Рисунок 4 — Распределение активных мощностей от источника A

Из полученных данных найдем, что Проверим правильность вычисления активных мощностей участках ЛЭП:

P_А2+P_А1 = P₂+P₁.

P_А2+P_А1 =80,84+73=153,84 МВт.

P₂+P₁=81,84+72=153,84 МВт.

Следовательно, активные мощности P_А2 и P_А1 определены верно.

P_А3+P_А4 = P₃+P₄.

P_А3+P_А4 =67,88+64,72=132,6 МВт.

P₃+P₄=68,85+63,75=132,6 МВт.

Следовательно, активные мощности P_A3 и P_A4 определены верно.

Вариант2

Рисунок 1 — Распределение активных мощностей от источника A

Из полученных данных найдем, что Проверим правильность вычисления активных мощностей участках ЛЭП

P_А2+P_А1 = P₂+P₁.

P_А2+P_А1 =80,84+73=153,84 МВт.

P₂+P₁=81,84+72=153,84 МВт.

Следовательно, активные мощности P_А2 и P_А1 определены верно.

1.3 Выбор номинального напряжения электрической сети

Прежде, чем приступить к расчету реактивных мощностей, необходимо оценить значение номинального напряжения линий электропередачи. Обоснование номинального напряжения электропередачи является сложной задачей.

В общем случае выбор номинального напряжения районной сети производится одновременно с выбором графа сети и схемы электрических соединений на основе технико-экономических расчетов. Напряжение определяет параметры ЛЭП и электрооборудования подстанций и сетей, а следовательно, размеры капиталовложений, расход цветного металла, потери электроэнергии и эксплуатационные расходы. В основном номинальное напряжение определяется передаваемой мощностью и длиной линии. Для предварительной оценки возможного номинального напряжения (кВ) электропередачи рекомендуется использовать эмпирическую формулу Г. А. Илларионова где Р_ij — передаваемая активная мощность по одной цепи ЛЭП, МВт;

L_ij — длина ЛЭП, км.

В результате расчетов получили значения нестандартных напряжений для отдельных линий районной сети.

Таблица 1.4 (Вариант1)

Проектируемую районную сеть варианта1 выполним на одно номинальное напряжение 220 кВ.

Таблица 1.5 (Вариант2)

Проектируемую районную сеть варианта2 выполним на одно номинальное напряжение 220 кВ.

1.4. Баланс мощности в сетевом районе

Реактивная мощность в каждом пункте вычисляется по формуле (таблица 1.6)

где Q_i — реактивная мощность в i-ом пункте, МВАр;

S_i — полная мощность в i-ом пункте, МВА;

Таблица 1.6

Потребляемая реактивная мощность Так как часть реактивной мощности экономически целесообразно вырабатывать децентрализованно, то условие баланса реактивной мощности может быть записано в следующем виде:

Q_г+Q_ку+Q_сQ_м+Q_с,

где Q_г — реактивная мощность, которая может быть получена от генераторов электростанций;

Q_ку — реактивная мощность компенсирующих устройств;

Q_c — реактивная мощность, генерируемая емкостью линий электропередачи;

Q_м — реактивная мощность, одновременно потребляемая приемниками электроэнергии, присоединенными к подстанциям сетевого района;

Q_c — потери реактивной мощности в элементах электрической сети.

Q_м=

Реактивная мощность, получаемая от генераторов электростанций, может быть найдена по формуле

Q_Г=(P_м+P_c)tg_Г,

где Р_м — активная мощность, одновременно потребляемая в сетевом районе;

Р_с — потери активной мощности в сети; в сетях с одной-двумя ступенями трансформации Р_с составляют 4−6% от полной передаваемой мощности в сети;

tg_Г — угол сдвига между векторами тока и напряжения генераторов станций относительно шин высшего напряжения.

Р_м=0.9P_i=257,76 МВт.

P_c=0.05S_i=0,05•377,44=14,32 МВт.

P_р=0.1S_i=7,16 МВт.

P_cн=0.1S_i=7,16 МВт.

Вырабатываемая (P_г)и потребляемая (P_п) мощности равны:

P_г=286,4+14,32+7,16+7,16=315,04 МВт Средний коэффициент мощности генераторов cos_Г=0.84. Следовательно, tg_Г=0.645.

Q_Г=(257,76 +14,32)0,645=175,492 МВАр.

Потери реактивной мощности в основной электрической сети ориентировочно можно рассчитать:

Q_c=(0.06…0.08)S_мn_т+(0.04…0.05)S_м,

где S_м — полная мощность потребителей сетевого района;

n_т — число ступеней трансформации в сетевом районе

S_м=S_i=93+80+85+75=333, МВА.

Q_c=0.07S_мn_т+0.045S_м=0.73 331+0.45 333=38,295, МВАр.

Реактивная мощность, генерируемая линиями, условно принимается для одноцепных линий 30 кВАр/км при напряжении 110 кВ и 120 кВАр/км при напряжении 220 кВ.

Q_c= 0,12•(41+33+34+55+44+42)=29,88 МВАр.

Из приведенного баланса реактивных мощностей находится мощность компенсирующих устройств:

Q_ку Q_м+Q_с-Q_с — Q_г.

Q_ку =Q_м+Q_с-Q_с — Q_г=159,98+38,295−175,492 -29,88 =-7,097 МВАр.

Следовательно в компенсирующих устройствах сеть не нуждается Вычислим реактивные мощности на головных участках ЛЭП. Для простой замкнутой сети (рис.2) распределение мощностей рассчитаем сначала в ветвях, подключенных к источникам питания B.

Вариант1

Рисунок 1 — Распределение реактивных мощностей от источника A

Из полученных данных найдем, что

Рисунок 4 — Распределение реактивных мощностей от источника A

Из полученных данных найдем, что Проверим правильность вычисления реактивных мощностей участках ЛЭП:

Q_А2+Q_А1 = Q₂+Q₁.

Q_А2+Q_А1 =41,73+37,32=79,04 МВАр.

Q₂+Q₁=44,17+34,87=79,04 МВАр.

Следовательно, реактивные мощности Q_А2 и Q_А1 определены верно.

Q_А3+Q_А4 = Q₃+Q₄.

Q_А3+Q_А4 =47,06+42,3=89,36 МВАр.

Q₃+Q₄=49,85+39,51=89,36 МВАр.

Следовательно, реактивные мощности Q_A3 и Q_A4 определены верно.

Вариант2

Рисунок 1 — Распределение реактивных мощностей от источника A

Из полученных данных найдем, что Проверим правильность вычисления реактивных мощностей участках ЛЭП:

Q_А2+Q_А1 = Q₂+Q₁.

Q_А2+Q_А1 =41,73+37,32=79,04 МВАр.

Q₂+Q₁=44,17+34,87=79,04 МВАр.

Следовательно, реактивные мощности Q_А2 и Q_А1 определены верно.

1.5 Выбор схемы проектируемой электрической сети

При разработке схемы электроснабжения сетевого района учитываются местоположение источников питания и районных понизительных подстанций, применяемые на данной территории номинальные напряжения, наиболее целесообразный граф сети, число ступеней трансформации и схема электрических соединений подстанций, выбираемая на основе рекомендаций.

Схема электроснабжения сетевого района представлена на листе 1 графической части (вариант1), а для варианта2 — на рисунке2.

1.6 Выбор марки и сечения провода ЛЭП

Выбор сечений ЛЭП произведем по условию экономического тока, нагрева и потери электроэнергии на корону. Выбранные сечения проводов по условию допустимой потери напряжения будут проверены после расчета основных и утяжеленных режимов сети.

1.6.1 Выбор сечений проводов ЛЭП по условию экономической плотности тока

Нахождение нормированного значения экономической плотности тока j_эк [2.6, таблица 1.3.36] требует определения времени использования максимальной активной мощности на ЛЭП Т_ма.

Т_маА1= Т_ма12=Т_м1=7000, ч.

Т_ма34= Т_маА3=Т_м3=5100, ч.

По таблице 1.3.36 [2.6, c.40] для неизолированных алюминиевых проводов выберем нормированную экономическую плотность тока:

J_экA1 = J_эк12= J_экА3= J_эк34=J_экA4= 1.0, А/мм²;

J_экA2= 1.1, А/мм².

По условию экономической плотности тока рассчитывается нестандартное сечение линий (таблица 1.7)

где I_мij — ток основного режима максимальных нагрузок линии, А.

где S_ij — полная мощность линии, МВА;

U_ном — номинальное напряжение сети, U_ном=220 кВ.

Условию выбора сечений провода по экономической плотности тока удовлетворяет ближайшее стандартное сечение [2.6, таблица 1.3.29].

Таблица 1.7

1.6.2 Выбор сечений проводов ЛЭП по условию нагрева

Для выбора сечения проводов ЛЭП по нагреву используется значение максимального тока утяжеленного режима (таблица 1.8):

где S_утij — полная мощность в утяжеленном режиме, МВА.

Рассчитаем токи утяжеленного режима.

Другие случаи обрывов линии мы не рассматриваем т.к. токи в других случаях будут однозначно меньше уже найденных нами.

По таблице 1.3.29 [2.6] выбираем стандартное сечение при I_утI_дд для проводов марки АС (вне помещений).

Таблица 1.8

1.6.3 Выбор сечений проводов ЛЭП по условию потерь на корону

По условию экономической плотности тока и по нагреву выбираем сечения ЛЭП (таблица 2.3). По условию потери энергии на корону сечения проводов ЛЭП должны быть не менее минимально допустимых значений, установленных для 220 кВ — АС 240/32 [2.6, таблица 2.5.6].

Таблица 1.9

При выборе марок проводов на вновь сооружаемых линиях напряжением 110 кВ и выше применяются сталеалюминиевые провода. Для сталеалюминевых проводов рекомендуются следующие области применения:

В районах с толщиной стенки гололеда до 20 мм² при площади сечения до 185 мм² — с отношением А: С=6,0…6,25; при площади сечения 240 мм² и более — с отношением А: С=7,71…8,04.

В районах с толщиной стенки гололеда более 20 мм² при площади сечения до 95 мм² — с отношением А: С=6,0; 120−400 мм² — А: С=4,29…4,39; 450 мм² и более — А: С=7,71…8,04.

По рисунку 2.5.5 [2.6] определяем, что Нижновэнерго относится к III району по гололеду. Из таблицы 2.5.3 [2.6] видим, что в III районе по гололеду толщина стенки гололеда до 20 мм². Так как площадь сечения провода 240 мм², то соотношение А: С =7,71…8,04.

1.7 Выбор номинальной мощности трансформаторов районных понизительных ПС и компенсирующих устройств

Силовые трансформаторы выбираются по числу, типу и номинальной мощности. Число трансформаторов зависит от категорий приемников электрической энергии и от мощности, а также наличия резервных источников питания в сетях низшего напряжения.

В соответствии в [2.6] электроприемники первой категории необходимо обеспечивать, а второй категории — рекомендуется обеспечивать электроэнергией от двух независимых взаимно резервирующихся источников питания. Поэтому, если в пунктах потребления электроэнергии имеются потребители первой и второй категорий, то на районных подстанциях требуется устанавливать не менее двух трансформаторов.

В нормальном режиме работы подстанции нагрузка трансформаторов не должна быть выше номинальной. Для двухтрансформаторной подстанции мощность каждого трансформатора должна выбираться из условия обеспечения питания нагрузок с учетом допустимых перегрузок, а также возможностей резервирования по сетям НН. Так, на подстанции с двумя однотипными двухобмоточными трансформаторами необходимая мощность трансформатора S_T может быть рассчитана по выражению где S_рез — нагрузка, которая может быть резервирована по сети НН от других источников питания;

K_ab — допустимый коэффициент перегрузки трансформатора, при проектировании принимается равным 1,4, так как согласно [2.4] в аварийных случаях трансформаторы в течение пяти суток допускают перегрузку в 1,4 номинальной мощности, на время максимумов нагрузки продолжительностью не более 6 ч в сутки.

Таким образом, для двухтрансформаторной подстанции при K_ab=1.4 выбирается трансформатор мощностью около 0.7 максимальной нагрузки подстанции с учетом мощности компенсирующих устройств. Для увеличения коэффициента загрузки трансформаторов в нормальном режиме работы двухтрансформаторной подстанции допускается выбирать мощность трансформаторов с учетом отключения потребителей третьей категории при аварийном выходе одного из трансформаторов по условию

где К_Ii и К_Iii — коэффициенты участия в суммарной нагрузке потребителей первой и второй категорий i-й подстанции (таблица 1.10).

Таблица 1.10

Мощность однотрансформаторных подстанций рассчитывается по максимальной загрузке трансформатора в нормальном режиме (до 100%). Трансформаторы допускают систематическую перегрузку, которая определяется по графикам нагрузочной способности трансформаторов согласно [2.4]. При выборе трансформаторов систематическую перегрузку рекомендуется находить упрощенно, используя заданные Р_м и Т_ма. Для этого следует найти количество передаваемой через трансформатор за год энергии и коэффициент загрузки трансформатора (таблица 1.11)

Таблица 1.11.

Итак, мы выбрали трехфазные двухобмоточные трансформаторы с расщепленной обмоткой НН и устройством РПН, работающих на номинальное напряжение 220 кВ и оснащенных следующими системами охлаждения:

ТРДЦН-63 000/220 — принудительная циркуляция воздуха и естественная циркуляция масла;

Выбор компенсирующих устройств

Не требуется

1.8 Основные технико-экономические показатели проектируемой сети Технико-экономические показатели складываются из капиталовложений и расходов, необходимых для сооружения и эксплуатации сети.

В этом разделе проекта определяются следующие основные технико экономические показатели: капиталовложения на сооружение линий электропередачи, подстанции, компенсирующим устройствам и сети в целом; ежегодные расходы по линиям, подстанциям, компенсирующим устройствам и сети в целом; себестоимость передачи электроэнергии по ЛЭП, удельные капитальные вложения на линии электропередачи сетевого района, потери активной мощности и энергии в спроектированных линиях, трансформаторах и сети.

Капитальные вложения на сооружение ЛЭП определяются по формуле

где n — число воздушных линий электропередачи сетевого района ;

K_{у, лi}— удельная стоимость 1 км ВЛЭП с учетом климатических условий, тыс. р./км; k_m=1.0 территориальный поясной (укрупненный зональный) коэффициент.

Вариант1

К_Л=1,0•5702,1 •50=285 105 тыс. руб.

Вариант2

К_Л=1,0•5761,5•50=288 075 тыс. руб.

Капиталовложения на сооружение подстанций определяются по УПС открытых распределительных устройств 35−220 кВ (ОРУ), закрытых распределительных устройств 6- 10 кВ (ЗРУ), трансформаторов и компенсирующих устройств. К полученной стоимости добавляется постоянная часть на сооружение подстанций. Определению капитальных вложений на сооружение ОРУ 25−220 кВ выполняется в соответствии со схемой электрических соединений и УПС.

Капиталовложения на сооружение ЗРУ 6−10 кВ рассчитывается приближенно, с учетом стоимости основных ячеек. В числе последних следует учесть ячейки выключателей понижающих трансформаторов, секционных выключателей и выключателей 6−10 кВ, отходящих от шин понизительных подстанций. Количество таких линий определяется условно исходя из суммарной нагрузки подстанции. По одной линии в нормальных режимах сети при напряжении 6 кВ передается 2…3 МВА, а при 10 кВ −3…−4 МВА.

УПС ячеек включает стоимость выключателей, отделителей, короткозамыкателей, трансформаторов тока и напряжения, аппаратуры цепей управления, сигнализации, автоматики и релейной защиты, контрольных кабелей, ошиновки, металлоконструкций и фундаментов конструкции и связанных с их установкой строительно-монтажных работ.

Капитальные вложения на сооружение трансформаторных подстанций могут быть определены по расчетной стоимости силовых трансформаторов. Расчетная стоимость включает стоимость трансформаторов, ошиновки, гибких связей и шинопроводов, порталов ошиновки, грозозащиты, заземления силовых кабелей к вентиляторам, контрольных кабелей пульта управления, релейной защиты, а также стоимость строительных и монтажных работ. Стоимость установки синхронных компенсаторов или батарей статических конденсаторов определяется также по расчетной стоимости, которая включает в себя стоимость оборудования, строительных и монтажных работ, связанных с установкой и присоединений устройств, релейной защиты и контрольной аппаратуры.

В постоянную часть капиталовложений включены стоимости элементов: аккумуляторной батарей, компрессорной, вспомогательных зданий, связи и телемеханики, маслосклада к маслостоков, маслоуловителей, наружного освещения, подъездного железнодорожного пути, внутриплощадочной железной дороги, подъездной и внутриплощадочной дороги, планировки, озеленения и прочие затраты.

Следовательно, капитальные вложения на сооружение подстанции рассчитываются по формуле:

где K_T, K_Я, K_K.Уk-стоимость трансформаторов, ячеек ОРУ с выключателями разных напряжений компенсирующих устройств соответственно, К_П -постоянные затраты подстанции.

Капитальные вложения на сооружение трансформаторных подстанций

К_Т=8· 193=1544 тыс. руб.

Стоимость ячеек определяется

K_Я=К_Я.ОРУ+К_Я.ЗРУ

Где стоимость К_{Я. ЗРУ} определим исходя из общего числа ячеек на ЗРУ.

К_{Я. ЗРУ}=2,3*164=377,2 тыс. руб.

Стоимость установки батарей статических конденсаторов определяется К_КУ=0 тыс. руб.

Постоянная часть на сооружение подстанций равна

К_Пост=4*360=1440 тыс. руб.

Таким образом, капиталовложения на сооружение подстанций равны Вариант1

К_{Я. ОРУ}=105*4+180*4=1140 тыс. руб.,

K_Я=1140+377,2 =1517,2 тыс. руб.

Вариант2

К_{Я. ОРУ}=105*4+180*2+75*2=930 тыс. руб.,

K_Я=930+377,2 =1307,2 тыс. руб.

Таким образом, капиталовложения на сооружение подстанций равны Вариант1

К_ПС=(1544+1517,2 +0+1440)•50=225 060 тыс. руб.

Вариант2

К_ПС=(1544+1307,2 +0+1440)•5000=214 560 тыс. руб.

Таким образом, сумма капитальных вложений на сооружение ЛЭП, трансформаторов подстанций определяет стоимость спроектированной сети:

К_С=К_Л+К_ПС

Вариант1

К_с=285 105 +225 060 =510 165 тыс. руб.

Вариант2

К_с= 288 075+ 214 560 =502 635 тыс. руб.

Ежегодные эксплутационные расходы состоят из амортизационных отчислений С_а, отчислений на обслуживание С_о и возмещение стоимости потерь электроэнергии в элементах сети С_П:

С=С_а+С_о+С_П

Амортизационные отчисления предназначены для проведения капитальных ремонтов электрооборудования и восстановления его первоначальной стоимости (реновации). Они определяются суммой отчислений от капитальных вложений по группам однотипного оборудования. Если принять, что капитальные вложения в электрическую сеть используется в течение одного года, то амортизационные отчисления могут быть определены по формуле:

Где , — нормы амортизационных отчислений на воздушных ЛЭП, трансформаторные подстанции, компенсирующие устройства в процентах.

Вариант1

С_а=2.4* 5702,1 /100+6.4*(4150,2)/100=402,463 тыс. руб.

Вариант2

С_а=2.4* 5761,7/100+6.4*(3940,2)/100=390,453 тыс. руб.

Отчисления на обслуживание идут на покрытие расходов, связанных с текущим ремонтом, зарплатой обслуживаемого персонала и другими расходами. Отчисления на обслуживание допускается определять по норме отчислений от капиталовложений:

Где , — нормы отчислений на ЛЭП, трансформаторные подстанции, компенсирующих устройств.

Вариант1

С_О=0.4* 5702,1 /100+2.0*(4150,2)/100=105,812 тыс. руб Вариант2

С_О=0.4* 5761,7/100+2.0*(3940,2)/100=101,851 тыс. руб.

Потери мощности в элементах электрической сети увеличивают максимум нагрузки, вызывают необходимость в дополнительной выработке электроэнергии. Это связано с вводом дополнительных генерирующих мощностей, с расширением топливной базы. Поэтому оценка стоимости потерь производится по приведенным затратам, отнесенным на 1кВтч потерь электроэнергии в зависимости от времени максимальных потерь t и с учетом их попадания в максимум нагрузки энергосистем. Значение берется в соответствии с заданием. Кривые удельных приведенных затрат на возмещение потерь мощности и электроэнергии приведены в справочнике.

Для определения размеров отчисления на возмущение стоимости потерь С_П необходимо знать потери электроэнергии в элементах электрической энергии в элементах сети. Следует подразделять потери электрической энергии на переменные и постоянные. К переменным потерям следует отнести потери в активных сопротивлениях проводов ЛЭП и обмоток силовых трансформаторов. К постоянным потерям — потери в магнитопроводе трансформаторов, на корону в ЛЭП, и компенсирующих устройствах. Переменные потери электроэнергии допускается определить по времени максимальных потерь. Постоянные потери электроэнергии определяются по времени работы оборудования в году Т_Г. По времени максимальных потерь, времени работы оборудования T_Г и кривым удельных затрат на возмещение потерь электроэнергии соответственно находятся значения З`_Э и З``_Э.

Суммарные потери электроэнергии могут быть рассчитаны по формуле:

Где — суммарные потери мощности в элементах сети, зависящие и не зависящие от нагрузки.

Таким образом, сумма отчислений на возмещение стоимости потерь электроэнергии определяются по формуле

Где З_Э' и З_Э' ` - удельные приведенные затраты для значений ?_м / и Т_Г =8760ч соответственно, ?W' и? W'' - переменные и постоянные потери электроэнергии соответственно.

Суммарные потери в элементах сети зависящие от нагрузки можно определить по формуле На данном этапе проектирования учитываем только нагрузочные потери электроэнергии

Вариант1

• Вариант2

Элемент	Тмаij, ч	?м, ч	?м /, ч	ЗЭ', коп/кВт ч	?Pij, кВт	?Wij, МВт•ч	Сn, тыс. руб/г
ЛЭП
А1				1,83	0,7723	4835,55	88,32
				2,2	0,8333	2903,32	64,09
				2,07	0,265	982,09	20,32
				1,9	0,211	1031,57	19,59
				1,83	0,0181	113,34	2,26
ПС
				1,83	0,3414	2137,51	39,12
				2,25	0,2423	736,13	14,79
				2,07	0,2739	1015,31	20,27
				1,95	0,2164	1046,95	20,42

• Таким образом
• Вариант1
• С_П=336,94 т.р.
• Вариант2
• С_П=289,18 т.р.
• Ежегодные эксплутационные расходы равны
• Вариант1
• С=(402,463 +105,812 +336,94)•80=67 617,2 т.р.
• Вариант2
• С=(390,453 + 101,851 + 289,18)•80=62 518,72 т.р.
• На основе полученных капитальных вложений и ежегодных эксплуатационных расходов рассчитываются приведенные (расчетные) затраты для каждого из намеченных вариантов электрической сети по формуле:
• З_i=0,12K_i+C_i
• Где K_i, C_i — капитальные вложения и ежегодные (текущие) затраты i-го варианта электрической сети.
• Результаты расчета сведем в таблицы

Вариант	Капитальные вложения, тыс. руб, на сооружение
	ЛЭП	Ячеек ВН	трансформаторов	сети
Вариант	Ежегодные эксплуатационные затраты, тыс. руб, на сооружение
	ЛЭП	Ячеек ВН	трансформаторов	сети
	9538,96	34 652,32		62 518,72
	9644,32	35 308,24		67 617,2
Вариант	Годовые нагрузочные потери эл. энергии, МВт•ч	Капитальные вложения сети, тыс. руб,	Ежегодные эксплуатационные затраты сети, тыс. руб,	Расчетные затраты, тыс. руб/г
	17 113,23		67 617,2
	14 801,77		62 518,72	122 834,92

• Дальнейший расчет будем вести для варианта электрической сети с минимальным значением расчетных затрат — Варианта 2.

2. Расчет основных нормальных и утяжеленных режимов работы сети

2.1 Расчет параметров схемы замещения

Прежде, чем перейти к расчету параметров схемы замещения электрической сети, необходимо выбрать тип опор ЛЭП.

При проектировании реальных сетей выбор материала опор производится на основании технико-экономических сопоставлений с учетом конкретных экономических и климатических условий района сооружения воздушных линий.

Основную часть опор линии составляют облегченные так называемые промежуточные опоры. Для тяжения провода и повышения надежности работы линии, а также при переходе через железные дороги, при пересечении другими воздушными линиями устанавливают анкерные опоры.

Среднегеометрическое расстояние для обоих типов опор вычисляется одинаково После выбора опор производится определение параметров проектируемых ЛЭП. К параметрам ЛЭП относятся активные и индуктивные сопротивления, активные и емкостные проводимости, равномерно распределенные по длине линии. Для практических расчетов равномерно распределенные параметры линий заменяются сосредоточенными параметрами. С исходные данные проектирования в основном включены районные электрические сети протяженностью не более 150 км. Активная проводимость ЛЭП определяется потерями активной мощности, обусловленными несовершенством изоляции и коронированием. Потери активной мощности на корону, зависящие от напряженности электрического поля на поверхности провода, малы, поэтому в схему замещения линий (рис. 3) не вводится активная проводимость при напряжении 110 кВ и ниже.

электрический сеть напряжение расчёт

а) — схема замещения ЛЭП; б) — расчетная схема замещения ЛЭП Рисунок 2.3

Воздушные ЛЭП в основном выполняются сталеалюминевыми проводами, для которых явление поверхностного эффекта ослаблено и может не учитываться. Активные индуктивные сопротивления вычисляются по расчетным удельным сопротивлениям проводов на единицу длины ЛЭП:

r=r₀L,

где r₀ — удельное активное сопротивление прохода при +20⁰С, Ом/км; для АС 240/32 r₀=0.124 Ом/км.

Удельное индуктивное сопротивление можно определить по формуле где D_сг — среднегеометрическое расстояние между проводами линий, м;

— относительная магнитная проницаемость материала проводника.

Для всех проводов выбрана марка провода АС 240/32, _цвМе=1.

Емкостная проводимость (b_c) линии, обусловленная емкостями между проводами, проводами и землей, определяется по формуле

b_c=b₀L,

где b_c — удельная емкостная проводимость ЛЭП, См/км.

Генерируемая линией реактивная мощность, МВАр:

где U_ном — номинальное линейное напряжение сети, U=220 кВ.

В действительности напряжение сети не равно номинальному, и мощность Q_c отличается от расчетной. Однако этим изменением при проектировании пренебрегают.

Основной режим минимальных нагрузок:

U=U_ном, S=0.6S_нг.

Основной режим максимальных нагрузок:

U=1.1U_ном, S=S_нг.

Потери на корону выберем [1.5, таблица 1] для каждой ЛЭП:

Р_корij=P_{кор, ср}L_ij=2.4L_ij (таблица 2.1).

Таблица 2.1

ЛЭП	Zл, ОМ	Ркор, мВт	bc, 10-6 См/км	Qc(Uном), МВАр	Qc(1,1Uном), МВАр
А1	6,82+j23,1	0,132	147,95	7,16	8,66
А2	5,208+j17,64	0,1008	112,98	5,47	6,62
А3(2х цепная)	2,046+j6,93	0,158	88,77	8,6	10,4
А4(2х цепная)	2,108+j7,24	0,164	91,46	8,84	10,7
	5,456+j18,48	0,1056	118,36	5,72	6,92

В исходных данных на курсовое проектирование отсутствуют варианты подстанций с различными значениями вторичных напряжений, поэтому используются только двухобмоточные трансформаторы. Для упрощения расчетов в схеме замещения двухобмоточных трансформаторов проводимости предлагается заменить мощностью намагничивания, т. е. рекомендуется схема замещения трансформаторов с отбором мощности. Используя каталожные данные трансформаторов, выбранных для установки на подстанциях электрической сети, вычислим параметры схемы замещения трансформатора (рисунок 3.1.2) по формулам:

;

;

где Р_кз — потери активной мощности в обмотках трансформатора при опыте короткого замыкания между обмотками ВН-НН;

U_кз — напряжение короткого замыкания, %;

I_хх — ток холостого хода, %;

S_ном — номинальная мощность трансформатора;

U_ном — номинальное напряжение обмотки высшего напряжения;

S_хх — потери комплексной мощности в магнитопроводе трансформатора (стали).

Рисунок 2.4 Упрощенная схема замещения трансформатора Для ТРДЦН-63 000/220:

Результаты расчетов сведем в таблицу 2.2.

Таблица 2.2

Силовой тр-р	Каталожные данные	Расчетные данные
	Sтном, МВА	Uном, в, кВ	Ркз, кВт	Iхх, %	Uк, %	Рхх, кВт	rT, Ом	хТ, Ом	Qxx, кВАр	Sxx, кВА
ТРДН-63 000/220				0,8						82+j504

2.2 Исходные данные к расчету основных нормальных и утяжеленных режимов максимальных и минимальных нагрузок сети

Полная мощность (таблица 2.3)

для двуцепных линий

;

для одноцепных линий

.

2S_xx1=2S_xx2=2 S_xx3=2 S_xx4=2(0.082+j0.504)= 0,1+j0,72, МВА.

По первому закону Кирхгоффа

S₁=2S_xx1+S_А1'+S₁₂';

S₂=2S_xx2+S₁₂" +S_А2";

S₃=2S_xx3+S_А3";

S₄=2S_xx4+S_А4"_.

Так как на каждой подстанции по 2 трансформатора, то Утяжеленный режим (обрыв ЛЭП 12)

S₁=2S_xx1+S_А1';

S₂=2S_xx2+ S_А2";

Для режима максимальных нагрузок:

S₄=-0.235+j0.825, МВА;

S₅=-0.155+j1.191, МВА;

Для режима минимальных нагрузок: S₄=0.195+j0.682, МВА.

S₅=-0.128+j0.984, МВА;

Исходные данные к расчету основного режима максимальных нагрузок

1312 242.000 0.100 Ветви, узлы, Uc, точность.

13 1 6.820 23.100 1.000 Ветвь: конец и начало, R, X, Kт.

13 2 5.208 17.640 1.000 Ветвь: конец и начало, R, X, Kт.

13 3 2.046 6.930 1.000 Ветвь: конец и начало, R, X, Kт.

13 4 2.108 7.240 1.000 Ветвь: конец и начало, R, X, Kт.

2 1 5.456 18.480 1.000 Ветвь: конец и начало, R, X, Kт.

5 1 4.000 100.000 34.848 Ветвь: конец и начало, R, X, Kт.

6 1 4.000 100.000 34.848 Ветвь: конец и начало, R, X, Kт.

7 2 4.000 100.000 34.848 Ветвь: конец и начало, R, X, Kт.

8 2 4.000 100.000 34.848 Ветвь: конец и начало, R, X, Kт.

9 3 4.000 100.000 20.909 Ветвь: конец и начало, R, X, Kт.

10 3 4.000 100.000 20.909 Ветвь: конец и начало, R, X, Kт.

11 4 4.000 100.000 20.909 Ветвь: конец и начало, R, X, Kт.

12 4 4.000 100.000 20.909 Ветвь: конец и начало, R, X, Kт.

1 -0.342 6.573 Узел: мощности P и Q.

2 -0.323 5.550 Узел: мощности P и Q.

3 -0.294 3.983 Узел: мощности P и Q.

4 -0.298 4.128 Узел: мощности P и Q.

5 -40.920 -22.085 Узел: мощности P и Q.

6 -40.920 -22.085 Узел: мощности P и Q.

7 -36.000 -17.435 Узел: мощности P и Q.

8 -36.000 -17.435 Узел: мощности P и Q.

9 -34.425 -24.295 Узел: мощности P и Q.

10 -34.425 -24.295 Узел: мощности P и Q.

11 -31.875 -19.775 Узел: мощности P и Q.

12 -31.875 -19.775 Узел: мощности P и Q.

Результаты расчета основного режима максимальных нагрузок ТАБЛИЦА 1 Мощности и напряжения в узлах при основном режиме максимальных нагрузок

———————————————————————————————————————-;

I АКТИВНAЯ I РЕАКТИВНАЯ I ДЕЙСТВИТ. IМНИМ. ЧАСТЬ I ДЕЙСТВУЮЩ.

НОМЕР I МОЩН. УЗЛА I МОЩН. УЗЛА I ЧАСТЬ НАПРЯЖ I НАПРЯЖЕНИЯ I ЗНАЧЕНИЕ

УЗЛА I МВТ I МВАР I КВ I КВ I НАПР, КВ

———————————————————————————————————————-;

1 I -.3420 I 6.573 I 236.0 I -5.123 I 236.1

2 I -.3230 I 5.550 I 236.9 I -4.806 I 236.9

3 I -.2940 I 3.983 I 239.9 I -1.074 I 239.9

4 I -.2980 I 4.128 I 240.2 I -1.088 I 240.2

5 I -40.92 I -22.09 I 6.423 I -.6265 I 6.454

6 I -40.92 I -22.09 I 6.423 I -.6265 I 6.454

7 I -36.00 I -17.43 I 6.523 I -.5604 I 6.547

8 I -36.00 I -17.43 I 6.523 I -.5604 I 6.547

9 I -34.42 I -24.30 I 10.89 I -.7166 I 10.92

10 I -34.42 I -24.30 I 10.89 I -.7166 I 10.92

11 I -31.88 I -19.77 I 11.01 I -.6698 I 11.03

12 I -31.88 I -19.77 I 11.01 I -.6698 I 11.03

ТАБЛИЦА 2 Мощности и потери мощностей в ветвях при основном режиме максимальных нагрузок

—————————————————————————————————————————;

I АКТИВНАЯ I РЕАКТИВНАЯ I АКТИВ НАЯ I РЕАКТИВНАЯ I ПОТЕРИ I ПОТЕРИ

B ЕТВЬ I МОЩНОСТЬ I МОЩНОСТЬ I МОЩНОСТЬ I МОЩН. I АКТИВНОЙ I РЕАКТИВНОЙ

I МВТ I МВАР I МВТ I МВАР I МОЩНОСТИ I МОЩНОСТИ

IJ I IJ I IJ I JI I JI I МВТ I МВАР

—————————————————————————————————————————;

13 1 I 70.92 I 41.70 I -70.13 I -39.03 I 0.7883 I 2.670

13 2 I 85.79 I 45.21 I -84.95 I -42.38 I 0.8362 I 2.832

13 3 I 69.68 I 52.26 I -69.41 I -51.36 I 0.2650 I 0.8976

13 4 I 64.47 I 41.40 I -64.26 I -40.67 I 0.2113 I 0.7257

2 1 I 12.39 I 7.008 I -12.37 I -6.941 I 0.1970E-01 I 0.6673E-01

5 1 I -40.91 I -22.00 I 41.08 I 26.27 I 0.1707 I 4.266

6 1 I -40.91 I -22.00 I 41.08 I 26.27 I 0.1707 I 4.266

7 2 I -35.99 I -17.39 I 36.12 I 20.46 I 0.1228 I 3.070

8 2 I -35.99 I -17.39 I 36.12 I 20.46 I 0.1228 I 3.070

9 3 I -34.42 I -24.27 I 34.56 I 27.67 I 0.1362 I 3.405

10 3 I -34.42 I -24.27 I 34.56 I 27.67 I 0.1362 I 3.405

11 4 I -31.87 I -19.76 I 31.98 I 22.40 I 0.1057 I 2.642

12 4 I -31.87 I -19.76 I 31.98 I 22.40 I 0.1057 I 2.642

ТАБЛИЦА 3 Суммарные (нагрузочные) потери мощностей в ветвях при основном режиме максимальных нагрузок

———————————————————-;

СУММАРНЫЕ ПОТЕРИ I СУММАРНЫЕ ПОТЕРИ

АКТИВНОЙ I РЕАКТИВНОЙ

МОЩНОСТИ I МОЩНОСТИ

МВТ I МВАР

———————————————————-;

3.191 I 33.96

Исходные данные к расчету основного режима минимальных нагрузок

1312 220.000 0.100 Ветви, узлы, Uc, точность.

13 1 6.820 23.100 1.000 Ветвь: конец и начало, R, X, Kт.

13 2 5.208 17.640 1.000 Ветвь: конец и начало, R, X, Kт.

13 3 2.046 6.930 1.000 Ветвь: конец и начало, R, X, Kт.

13 4 2.108 7.240 1.000 Ветвь: конец и начало, R, X, Kт.

2 1 5.456 18.480 1.000 Ветвь: конец и начало, R, X, Kт.

5 1 4.000 100.000 34.848 Ветвь: конец и начало, R, X, Kт.

6 1 4.000 100.000 34.848 Ветвь: конец и начало, R, X, Kт.

7 2 4.000 100.000 34.848 Ветвь: конец и начало, R, X, Kт.

8 2 4.000 100.000 34.848 Ветвь: конец и начало, R, X, Kт.

9 3 4.000 100.000 20.909 Ветвь: конец и начало, R, X, Kт.

10 3 4.000 100.000 20.909 Ветвь: конец и начало, R, X, Kт.

11 4 4.000 100.000 20.909 Ветвь: конец и начало, R, X, Kт.

12 4 4.000 100.000 20.909 Ветвь: конец и начало, R, X, Kт.

1 -0.283 5.432 Узел: мощности P и Q.

2 -0.267 4.587 Узел: мощности P и Q.

3 -0.243 3.292 Узел: мощности P и Q.

4 -0.246 3.412 Узел: мощности P и Q.

5 -18.005 -9.717 Узел: мощности P и Q.

6 -18.005 -9.717 Узел: мощности P и Q.

7 -15.840 -7.671 Узел: мощности P и Q.

8 -15.840 -7.671 Узел: мощности P и Q.

9 -15.147 -10.967 Узел: мощности P и Q.

10 -15.147 -10.967 Узел: мощности P и Q.

11 -14.025 -8.692 Узел: мощности P и Q.

12 -14.025 -8.692 Узел: мощности P и Q.

ТАБЛИЦА 1 Мощности и напряжения в узлах при основном режиме минимальных нагрузок

———————————————————————————————————————-;

I АКТИВНAЯ I РЕАКТИВНАЯ I ДЕЙСТВИТ. IМНИМ. ЧАСТЬ I ДЕЙСТВУЮЩ.

НОМЕР I МОЩН. УЗЛА I МОЩН. УЗЛА I ЧАСТЬ НАПРЯЖ I НАПРЯЖЕНИЯ I ЗНАЧЕНИЕ

УЗЛА I МВТ I МВАР I КВ I КВ I НАПР, КВ

———————————————————————————————————————-;

1 I -.2830 I 5.432 I 217.6 I -2.304 I 217.6

2 I -.2670 I 4.587 I 217.9 I -2.277 I 217.9

3 I -.2430 I 3.292 I 219.1 I -.3366 I 219.1

4 I -.2460 I 3.412 I 219.2 I -.3479 I 219.2

5 I -18.00 I -9.717 I 6.092 I -.2963 I 6.099

6 I -18.00 I -9.717 I 6.092 I -.2963 I 6.099

7 I -15.84 I -7.671 I 6.133 I -.2684 I 6.139

8 I -15.84 I -7.671 I 6.133 I -.2684 I 6.139

9 I -15.15 I -10.97 I 10.21 I -.3371 I 10.11

10 I -15.15 I -10.97 I 10.21 I -.3371 I 10.11

11 I -14.03 I -8.692 I 10.27 I -.3152 I 10.12

12 I -14.03 I -8.692 I 10.27 I -.3152 I 10.12

ТАБЛИЦА 2 Мощности и потери мощностей в ветвях при основном режиме минимальных нагрузок

——————————————————————————————————————————-;

I АКТИВНАЯ I РЕАКТИВНАЯ I АКТИВ НАЯ I РЕАКТИВНАЯ I ПОТЕРИ I ПОТЕРИ

B ЕТВЬ I МОЩНОСТЬ I МОЩНОСТЬ I МОЩНОСТЬ I МОЩН. I АКТИВНОЙ I РЕАКТИВНОЙ

I МВТ I МВАР I МВТ I МВАР I МОЩНОСТИ I МОЩНОСТИ

IJ I IJ I IJ I JI I JI I МВТ I МВАР

——————————————————————————————————————————-;

13 1 I 30.27 I 14.18 I -30.12 I -13.65 I 0.1575 I 0.5334

13 2 I 38.21 I 14.82 I -38.03 I -14.21 I 0.1808 I 0.6123

13 3 I 30.59 I 20.32 I -30.54 I -20.13 I 0.5702E-01 I 0.1931

13 4 I 28.34 I 15.28 I -28.30 I -15.12 I 0.4515E-01 I 0.1551

2 1 I 6.121 I 2.146 I -6.116 I -2.130 I 0.4833E-02 I 0.1637E-01

5 1 I -17.94 I -9.683 I 17.97 I 10.60 I 0.3679E-01 I 0.9199

6 1 I -17.94 I -9.683 I 17.97 I 10.60 I 0.3679E-01 I 0.9199

7 2 I -15.79 I -7.651 I 15.82 I 8.324 I 0.2692E-01 I 0.6730

8 2 I -15.79 I -7.651 I 15.82 I 8.324 I 0.2692E-01 I 0.6730

9 3 I -15.12 I -10.94 I 15.15 I 11.71 I 0.3054E-01 I 0.7636

10 3 I -15.12 I -10.94 I 15.15 I 11.71 I 0.3054E-01 I 0.7636

11 4 I -14.00 I -8.678 I 14.03 I 9.266 I 0.2352E-01 I 0.5880

12 4 I -14.00 I -8.678 I 14.03 I 9.266 I 0.2352E-01 I 0.5880

ТАБЛИЦА 3 Суммарные (нагрузочные) потери мощностей в ветвях при основном режиме минимальных нагрузок

———————————————————-;

СУММАРНЫЕ ПОТЕРИ I СУММАРНЫЕ ПОТЕРИ

АКТИВНОЙ I РЕАКТИВНОЙ

МОЩНОСТИ I МОЩНОСТИ

МВТ I МВАР

———————————————————-;

0.6808 I 7.399

Исходные данные к расчету утяжеленного режима максимальных нагрузок

1312 242.000 0.100 Ветви, узлы, Uc, точность.

13 1 6.820 23.100 1.000 Ветвь: конец и начало, R, X, Kт.

13 2 5.208 17.640 1.000 Ветвь: конец и начало, R, X, Kт.

13 3 4.092 13.860 1.000 Ветвь: конец и начало, R, X, Kт.

13 4 2.108 7.240 1.000 Ветвь: конец и начало, R, X, Kт.

2 1 5.456 18.480 1.000 Ветвь: конец и начало, R, X, Kт.

5 1 4.000 100.000 34.848 Ветвь: конец и начало, R, X, Kт.

6 1 4.000 100.000 34.848 Ветвь: конец и начало, R, X, Kт.

7 2 4.000 100.000 34.848 Ветвь: конец и начало, R, X, Kт.

8 2 4.000 100.000 34.848 Ветвь: конец и начало, R, X, Kт.

9 3 4.000 100.000 20.909 Ветвь: конец и начало, R, X, Kт.

10 3 4.000 100.000 20.909 Ветвь: конец и начало, R, X, Kт.

11 4 4.000 100.000 20.909 Ветвь: конец и начало, R, X, Kт.

12 4 4.000 100.000 20.909 Ветвь: конец и начало, R, X, Kт.

1 -0.342 6.573 Узел: мощности P и Q.

2 -0.323 5.550 Узел: мощности P и Q.

3 -0.246 1.382 Узел: мощности P и Q.

4 -0.298 4.128 Узел: мощности P и Q.

5 -40.920 -22.085 Узел: мощности P и Q.

6 -40.920 -22.085 Узел: мощности P и Q.

7 -36.000 -17.435 Узел: мощности P и Q.

8 -36.000 -17.435 Узел: мощности P и Q.

9 -34.425 -24.295 Узел: мощности P и Q.

10 -34.425 -24.295 Узел: мощности P и Q.

11 -31.875 -19.775 Узел: мощности P и Q.

12 -31.875 -19.775 Узел: мощности P и Q.

ТАБЛИЦА 1 Мощности и напряжения в узлах при утяжеленном режиме максимальных нагрузок

———————————————————————————————————————-;

I АКТИВНAЯ I РЕАКТИВНАЯ I ДЕЙСТВИТ. IМНИМ. ЧАСТЬ I ДЕЙСТВУЮЩ.

НОМЕР I МОЩН. УЗЛА I МОЩН. УЗЛА I ЧАСТЬ НАПРЯЖ I НАПРЯЖЕНИЯ I ЗНАЧЕНИЕ

УЗЛА I МВТ I МВАР I КВ I КВ I НАПР, КВ

———————————————————————————————————————-;

1 I -.3420 I 6.573 I 236.0 I -5.123 I 236.1

2 I -.3230 I 5.550 I 236.9 I -4.806 I 236.9

3 I -.2460 I 1.382 I 237.6 I -2.583 I 237.6

4 I -.2980 I 4.128 I 240.2 I -1.088 I 240.2

5 I -40.92 I -22.09 I 6.423 I -.6265 I 6.454

6 I -40.92 I -22.09 I 6.423 I -.6265 I 6.454

7 I -36.00 I -17.43 I 6.523 I -.5604 I 6.547

8 I -36.00 I -17.43 I 6.523 I -.5604 I 6.547

9 I -34.42 I -24.30 I 10.77 I -.7914 I 10.80

10 I -34.42 I -24.30 I 10.77 I -.7914 I 10.80

11 I -31.88 I -19.77 I 11.01 I -.6698 I 11.03

12 I -31.88 I -19.77 I 11.01 I -.6698 I 11.03

ТАБЛИЦА 2 Мощности и потери мощностей в ветвях при утяжеленном режиме максимальных нагрузок

——————————————————————————————————————————;

I АКТИВНАЯ I РЕАКТИВНАЯ I АКТИВ НАЯ I РЕАКТИВНАЯ I ПОТЕРИ I ПОТЕРИ

B ЕТВЬ I МОЩНОСТЬ I МОЩНОСТЬ I МОЩНОСТЬ I МОЩН. I АКТИВНОЙ I РЕАКТИВНОЙ

I МВТ I МВАР I МВТ I МВАР I МОЩНОСТИ I МОЩНОСТИ

IJ I IJ I IJ I JI I JI I МВТ I МВАР

—————————————————————————————————————————;

13 1 I 70.92 I 41.70 I -70.13 I -39.03 I 0.7883 I 2.670

13 2 I 85.79 I 45.21 I -84.95 I -42.38 I 0.8362 I 2.832

13 3 I 69.93 I 55.98 I -69.37 I -54.08 I 0.5606 I 1.899

13 4 I 64.47 I 41.40 I -64.26 I -40.67 I 0.2113 I 0.7257

2 1 I 12.39 I 7.008 I -12.37 I -6.941 I 0.1970E-01 I 0.6673E-01

5 1 I -40.91 I -22.00 I 41.08 I 26.27 I 0.1707 I 4.266

6 1 I -40.91 I -22.00 I 41.08 I 26.27 I 0.1707 I 4.266

7 2 I -35.99 I -17.39 I 36.12 I 20.46 I 0.1228 I 3.070

8 2 I -35.99 I -17.39 I 36.12 I 20.46 I 0.1228 I 3.070

9 3 I -34.42 I -24.25 I 34.56 I 27.73 I 0.1391 I 3.477

10 3 I -34.42 I -24.25 I 34.56 I 27.73 I 0.1391 I 3.477

11 4 I -31.87 I -19.76 I 31.98 I 22.40 I 0.1057 I 2.642

12 4 I -31.87 I -19.76 I 31.98 I 22.40 I 0.1057 I 2.642

ТАБЛИЦА 3 Суммарные (нагрузочные) потери мощностей в ветвях при утяжеленном режиме максимальных нагрузок

———————————————————-;

СУММАРНЫЕ ПОТЕРИ I СУММАРНЫЕ ПОТЕРИ

АКТИВНОЙ I РЕАКТИВНОЙ

МОЩНОСТИ I МОЩНОСТИ

МВТ I МВАР

———————————————————-;

3.492 I 35.10

Исходные данные к расчету утяжеленного режима минимальных нагрузок

1312 220.000 0.100 Ветви, узлы, Uc, точность.

13 1 6.820 23.100 1.000 Ветвь: конец и начало, R, X, Kт.

13 2 5.208 17.640 1.000 Ветвь: конец и начало, R, X, Kт.

13 3 4.092 13.860 1.000 Ветвь: конец и начало, R, X, Kт.

13 4 2.108 7.240 1.000 Ветвь: конец и начало, R, X, Kт.

2 1 5.456 18.480 1.000 Ветвь: конец и начало, R, X, Kт.

5 1 4.000 100.000 34.848 Ветвь: конец и начало, R, X, Kт.

6 1 4.000 100.000 34.848 Ветвь: конец и начало, R, X, Kт.

7 2 4.000 100.000 34.848 Ветвь: конец и начало, R, X, Kт.

8 2 4.000 100.000 34.848 Ветвь: конец и начало, R, X, Kт.

9 3 4.000 100.000 20.909 Ветвь: конец и начало, R, X, Kт.

10 3 4.000 100.000 20.909 Ветвь: конец и начало, R, X, Kт.

11 4 4.000 100.000 20.909 Ветвь: конец и начало, R, X, Kт.

12 4 4.000 100.000 20.909 Ветвь: конец и начало, R, X, Kт.

1 -0.283 5.432 Узел: мощности P и Q.

2 -0.267 4.587 Узел: мощности P и Q.

3 -0.204 1.142 Узел: мощности P и Q.

4 -0.246 3.412 Узел: мощности P и Q.

5 -18.005 -9.717 Узел: мощности P и Q.

6 -18.005 -9.717 Узел: мощности P и Q.

7 -15.840 -7.671 Узел: мощности P и Q.

8 -15.840 -7.671 Узел: мощности P и Q.

9 -15.147 -10.967 Узел: мощности P и Q.

10 -15.147 -10.967 Узел: мощности P и Q.

11 -14.025 -8.692 Узел: мощности P и Q.

12 -14.025 -8.692 Узел: мощности P и Q.

ТАБЛИЦА 1 Мощности и напряжения в узлах при утяжеленном режиме минимальных нагрузок

———————————————————————————————————————-;

I АКТИВНAЯ I РЕАКТИВНАЯ I ДЕЙСТВИТ. IМНИМ. ЧАСТЬ I ДЕЙСТВУЮЩ.

НОМЕР I МОЩН. УЗЛА I МОЩН. УЗЛА I ЧАСТЬ НАПРЯЖ I НАПРЯЖЕНИЯ I ЗНАЧЕНИЕ

УЗЛА I МВТ I МВАР I КВ I КВ I НАПР, КВ

———————————————————————————————————————-;

1 I -.2830 I 5.432 I 217.6 I -2.304 I 217.6

2 I -.2670 I 4.587 I 217.9 I -2.277 I 217.9

3 I -.2040 I 1.142 I 218.0 I -1.070 I 218.0

4 I -.2460 I 3.412 I 219.2 I -.3479 I 219.2

5 I -18.00 I -9.717 I 6.092 I -.2963 I 6.099

6 I -18.00 I -9.717 I 6.092 I -.2963 I 6.099

7 I -15.84 I -7.671 I 6.133 I -.2684 I 6.139

8 I -15.84 I -7.671 I 6.133 I -.2684 I 6.139

9 I -15.15 I -10.97 I 10.15 I -.3726 I 10.16

10 I -15.15 I -10.97 I 10.15 I -.3726 I 10.16

11 I -14.03 I -8.692 I 10.27 I -.3152 I 10.27

12 I -14.03 I -8.692 I 10.27 I -.3152 I 10.27 ТАБЛИЦА 2 Мощности и потери мощностей в ветвях при утяжеленном режиме минимальных нагрузок

—————————————————————————————————————————;

I АКТИВНАЯ I РЕАКТИВНАЯ I АКТИВ НАЯ I РЕАКТИВНАЯ I ПОТЕРИ I ПОТЕРИ

B ЕТВЬ I МОЩНОСТЬ I МОЩНОСТЬ I МОЩНОСТЬ I МОЩН. I АКТИВНОЙ I РЕАКТИВНОЙ

I МВТ I МВАР I МВТ I МВАР I МОЩНОСТИ I МОЩНОСТИ

IJ I IJ I IJ I JI I JI I МВТ I МВАР

—————————————————————————————————————————;

13 1 I 30.27 I 14.18 I -30.12 I -13.65 I 0.1575 I 0.5334

13 2 I 38.21 I 14.82 I -38.03 I -14.21 I 0.1808 I 0.6123

13 3 I 30.60 I 22.69 I -30.48 I -22.28 I 0.1227 I 0.4157

13 4 I 28.34 I 15.28 I -28.30 I -15.12 I 0.4515E-01 I 0.1551

2 1 I 6.121 I 2.146 I -6.116 I -2.130 I 0.4833E-02 I 0.1637E-01

5 1 I -17.94 I -9.683 I 17.97 I 10.60 I 0.3679E-01 I 0.9199

6 1 I -17.94 I -9.683 I 17.97 I 10.60 I 0.3679E-01 I 0.9199

7 2 I -15.79 I -7.651 I 15.82 I 8.324 I 0.2692E-01 I 0.6730

8 2 I -15.79 I -7.651 I 15.82 I 8.324 I 0.2692E-01 I 0.6730

9 3 I -15.11 I -10.94 I 15.14 I 11.71 I 0.3083E-01 I 0.7706

10 3 I -15.11 I -10.94 I 15.14 I 11.71 I 0.3083E-01 I 0.7706

11 4 I -14.00 I -8.678 I 14.03 I 9.266 I 0.2352E-01 I 0.5880

12 4 I -14.00 I -8.678 I 14.03 I 9.266 I 0.2352E-01 I 0.5880

ТАБЛИЦА 3 Суммарные (нагрузочные) потери мощностей в ветвях при утяжеленном режиме минимальных нагрузок

———————————————————-;

СУММАРНЫЕ ПОТЕРИ I СУММАРНЫЕ ПОТЕРИ

АКТИВНОЙ I РЕАКТИВНОЙ

МОЩНОСТИ I МОЩНОСТИ

МВТ I МВАР

———————————————————-;

0.7471 I 7.636

2.3 Результаты расчёта и анализ основных параметров режимов работы районной сети Выбранные сечения проводов ЛЭП удовлетворяют условиям нагрева токами утяжеленного режима и потерям напряжения.

Распределение активных мощностей в основном режиме максимальных нагрузок с небольшими погрешностями соответствует распределению, рассчитанному в подразделе 1.2.

Суммарные нагрузочные потери составляют 1,61%. Минимальный уровень напряжения в замкнутой части схемы электроснабжения в утяжеленном режиме максимальных нагрузок — 236,1 кВ. Минимальный уровень напряжения на шинах НН трансформаторных подстанций — 6,099 кВ.

2.4 Расчёт основного режима максимальных нагрузок методом последовательных приближений в два этапа трансформатора

Расчёт подстанции № 1

Дано

U₁=236,1, кВ;

S₆=81,82+j44, МВA;

Найти

U₆, S₁-?

Решение

1 этап

S₁₆''= S₆=81,82+j44, МВA;

;

S₁₆'=S₁₆''+DS₁₆=82,177+j52,92, МВA;

S₁=S₁₆'+2S_хх=82,341+j53,928, МВА.

2-й этап.

U'₆=U₁-DU₁₆=236,1-=224,2-=224,84 Р-4,32°, кВ;

3-й этап

Векторная диаграмма для токов и напряжений приведена в графической части курсового проекта.

3. Регулирование напряжения в электрической сети

В максимальном режиме нужно обеспечить напряжение на шинах НН трансформаторных подстанций в пределах. Это достигается набором рабочих ответвлений.

Требуемое желаемое напряжение ответвления обмотки ВН:

гденапряжение на шинах НН приведённое к высшей стороне;

напряжение на шинах НН, которое нужно поддержать в данном режиме.

Ближайший номер стандартного ответвления.

.

Стандартное напряжение регулируемого ответвления.

Действительное напряжение на шинах НН подстанции (таблица 3.1):

.

Таблица 3.1

Основной режим максимальных нагрузок
ПС	U2расч, кВ	U2`, Кв	U2отв ж, кВ	N	Uотв ст, кВ	U2действ, кВ
	6,454	236,15	6,3		236,9	6,343
	6,547	239,55	6,3		240,35	6,342
	10,92	239,47	10,5		240,35	10,449
	11,03	242,15	10,5		240,35	10,55
Основной режим минимальных нагрузок
ПС	U2расч	U2`	U2отв ж	N	Uотв ст	U2действ
	6,099	233,79				6,099
	6,037	231,45				6,037
	10,11	231,67				10,07
	10,12	230,69				10,03
Утяжеленный режим максимальных нагрузок
ПС	U2расч	U2`	U2отв ж	n	Uотв ст	U2действ
	11,03	253,68			254,15	9,98
Утяжеленный режим минимальных нагрузок
ПС	U2расч	U2`	U2отв ж	n	Uотв ст	U2действ
	10,12		9,5		243,8	9,547

4. Основные технико-экономические показатели (ТЭП) спроектированной сети

4.1 Основные ТЭП линий электропередачи Технико-экономические показатели складываются из капиталовложений и расходов, необходимых для сооружения и эксплуатации сети.

В этом разделе проекта определяются следующие основные технико экономические показатели: капиталовложения на сооружение линий электропередачи, подстанции, компенсирующим устройствам и сети в целом; ежегодные расходы по линиям, подстанциям, компенсирующим устройствам и сети в целом; себестоимость передачи электроэнергии по ЛЭП, удельные капитальные вложения на линии электропередачи сетевого района, потери активной мощности и энергии в спроектированных линиях, трансформаторах и сети, коэффициент полезного действия электрической сети в основном режиме максимальных нагрузок и среднегодовой.

При определении капиталовложений следует учитывать стоимость электрооборудования всей спроектированной сети от ячеек РУ ВН источников питания до шин низшего напряжения подстанции сетевого района включительно. Капитальные вложения должны быть определены с учетом стоимости конструктивной и строительной частей. Для этого пользуются укрупненными показателями стоимости УПС, приведенными в справочной литературе и коэффициента индексации, который задается руководителем проекта. Приведенные в таблицах УПС относятся к средним условиям строительства в районах европейской части страны. Для других районов к УПС применяются территориальные поясные коэффициенты.

Капиталовложения на сооружение электропередачи определяются по УПС с учетом материала опор, количества цепей с подвеской проводов стандартных сечений, климатических районов по гололеду, расчетной скорости ветра до 30 м/с при прохождении трассы линии до 10% по лесистой местности в сухих и мокрых грунтах. Для участков трасс, характеристика которых отлична от указанных, вводятся поправочные коэффициенты.

В стоимость 1 км линии электропередачи включены строительные и монтажные работы по линиям, оборудование, временные сооружения, вырубка просек, приобретения, непредвиденные расходы, затраты на содержание дирекции и проектно-изыскательные работы.

Капитальные вложения на сооружение ЛЭП определяются по формуле

где n — число воздушных линий электропередачи сетевого района ;

K_{у, лi}— удельная стоимость 1 км ВЛЭП с учетом климатических условий, тыс. р./км; k_m=1.0 территориальный поясной (укрупненный зональный) коэффициент.

Для одноцепных линий K_{у, лi}=22,9 тыс. руб./км, для двуцепных линий

K_{у, лi}=37,8 тыс. руб./км Таким образом, капитальные вложения на сооружение ЛЭП равны К_Л=5761,5 тыс. руб.

4.2 Основные ТЭП районных подстанций Капиталовложения на сооружение подстанций определяются по УПС открытых распределительных устройств 35−220 кВ (ОРУ), закрытых распределительных устройств 6- 10 кВ (ЗРУ), трансформаторов и компенсирующих устройств. К полученной стоимости добавляется постоянная часть на сооружение подстанций. Определению капитальных вложений на сооружение ОРУ 25−220 кВ выполняется в соответствии со схемой электрических соединений и УПС.

Капиталовложения на сооружение ЗРУ 6−10 кВ рассчитывается приближенно, с учетом стоимости основных ячеек. В числе последних следует учесть ячейки выключателей понижающих трансформаторов, секционных выключателей и выключателей 6−10 кВ, отходящих от шин понизительных подстанций. Количество таких линий определяется условно исходя из суммарной нагрузки подстанции. По одной линии в нормальных режимах сети при напряжении 6 кВ передается 2…3 МВА, а при 10 кВ −3…−4 МВА.

УПС ячеек включает стоимость выключателей, отделителей, короткозамыкателей, трансформаторов тока и напряжения, аппаратуры цепей управления, сигнализации, автоматики и релейной защиты, контрольных кабелей, ошиновки, металлоконструкций и фундаментов конструкции и связанных с их установкой строительно-монтажных работ.

Капитальные вложения на сооружение трансформаторных подстанций могут быть определены по расчетной стоимости силовых трансформаторов. Расчетная стоимость включает стоимость трансформаторов, ошиновки, гибких связей и шинопроводов, порталов ошиновки, грозозащиты, заземления силовых кабелей к вентиляторам, контрольных кабелей пульта управления, релейной защиты, а также стоимость строительных и монтажных работ. Стоимость установки синхронных компенсаторов или батарей статических конденсаторов определяется также по расчетной стоимости, которая включает в себя стоимость оборудования, строительных и монтажных работ, связанных с установкой и присоединений устройств, релейной защиты и контрольной аппаратуры.

В постоянную часть капиталовложений включены стоимости элементов: аккумуляторной батарей, компрессорной, вспомогательных зданий, связи и телемеханики, маслосклада к маслостоков, маслоуловителей, наружного освещения, подъездного железнодорожного пути, внутриплощадочной железной дороги, подъездной и внутриплощадочной дороги, планировки, озеленения и прочие затраты.

Следовательно, капитальные вложения на сооружение подстанции рассчитываются по формуле:

где K_T, K_Я, K_K.Уk-стоимость трансформаторов, ячеек ОРУ с выключателями разных напряжений компенсирующих устройств соответственно, К_П -постоянные затраты подстанции.

Капитальные вложения на сооружение трансформаторных подстанций

К_Т=8· 193=1544 тыс. руб.

Стоимость ячеек определяется

K_Я=К_Я.ОРУ+К_Я.ЗРУ

Где К_{Я. ОРУ}=105*6+180*2+75*2=1140 тыс. руб., стоимость К_{Я. ЗРУ} определим исходя из общего числа ячеек на ЗРУ.

Si, МВА	Uном	Выводы	КУ	Секцион. ячейки	Отход. линии	Всего	Итого

К_{Я. ЗРУ}=2,3*164=377,2 тыс. руб.

K_Я=1140+377,2 =1517,2 тыс. руб.

Стоимость установки батарей статических конденсаторов определяется К_КУ=0 тыс. руб.

Постоянная часть на сооружение подстанций равна

К_Пост=4*360=1440 тыс. руб.

Таким образом, капиталовложения на сооружение подстанций равны К_ПС=1544+1517,2 +0+1440=4501,2 тыс. руб.

В курсовом проекте рекомендуется учесть стоимость ремонтно-производственных баз (РПБ). Условно принимается одна РПБ на весь проектируемый район. Капиталовложения на создание РПБ можно приближенно определить исходя из расчета, что на одну условную единицу сети приходится 180 р. Количество условных единиц на ЛЭП и на подстанциях 35 кВ и выше зависит от напряжения сети, типа опор, числа линий, классификации оборудования подстанции.

Условные единицы для трансформаторов с принудительной циркуляцией масла следует принять коэффициентом К_Б.Л=180*[(55+44+42)*1.1+1,5*(33+34)]=46,008 тыс. руб.

К_{Б, Т}=180*[35*(8*1,4)]=70,56 тыс. руб.

К_{Б, 20}=180*164*4,8=141,696 тыс. руб К_{Б, 35}=180*14*16,8=42,336 тыс. руб

К_РПБ=300,6 тыс. руб.

Таким образом, сумма капитальных вложений на сооружение ЛЭП, трансформаторов подстанций и РПБ определяет стоимость спроектированной сети:

4.3 Основные ТЭП спроектированной сети.

К_С=К_Л+К_ПС+К_РПБ

К_с= 5761,5+4501,2+300,6=10 563,3 тыс. руб.

Ежегодные эксплутационные расходы состоят из амортизационных отчислений С_а, отчислений на обслуживание С_о и возмещение стоимости потерь электроэнергии в элементах сети С_П:

С=С_а+С_о+С_П

Амортизационные отчисления предназначены для проведения капитальных ремонтов электрооборудования и восстановления его первоначальной стоимости (реновации). Они определяются суммой отчислений от капитальных вложений по группам однотипного оборудования. Если принять, что капитальные вложения в электрическую сеть используется в течение одного года, то амортизационные отчисления могут быть определены по формуле:

Где , — нормы амортизационных отчислений на воздушных ЛЭП, трансформаторные подстанции, компенсирующие устройства в процентах.

С_а=2.4* 5761,5 /100+6.4*(4501,2)/100=424,93 тыс. руб.

Отчисления на обслуживание идут на покрытие расходов, связанных с текущим ремонтом, зарплатой обслуживаемого персонала и другими расходами. Отчисления на обслуживание допускается определять по норме отчислений от капиталовложений:

Где , — нормы отчислений на ЛЭП, трансформаторные подстанции, компенсирующих устройств.

С_О=0.4* 5761,5 /100+2.0*(4501,2)/100=112,83 тыс. руб.

Потери мощности в элементах электрической сети увеличивают максимум нагрузки, вызывают необходимость в дополнительной выработке электроэнергии. Это связано с вводом дополнительных генерирующих мощностей, с расширением топливной базы. Поэтому оценка стоимости потерь производится по приведенным затратам, отнесенным на 1кВтч потерь электроэнергии в зависимости от времени максимальных потерь t и с учетом их попадания в максимум нагрузки энергосистем. Значение берется в соответствии с заданием. Кривые удельных приведенных затрат на возмещение потерь мощности и электроэнергии приведены в справочнике.

Для определения размеров отчисления на возмущение стоимости потерь С_П необходимо знать потери электроэнергии в элементах электрической энергии в элементах сети. Следует подразделять потери электрической энергии на переменные и постоянные. К переменным потерям следует отнести потери в активных сопротивлениях проводов ЛЭП и обмоток силовых трансформаторов. К постоянным потерям — потери в магнитопроводе трансформаторов, на корону в ЛЭП, и компенсирующих устройствах. Переменные потери электроэнергии допускается определить по времени максимальных потерь. Постоянные потери электроэнергии определяются по времени работы оборудования в году Т_Г. По времени максимальных потерь, времени работы оборудования T_Г и кривым удельных затрат на возмещение потерь электроэнергии соответственно находятся значения З`_Э и З``_Э.

Суммарные потери электроэнергии могут быть рассчитаны по формуле Где — суммарные потери мощности в элементах сети, зависящие и не зависящие от нагрузки.

Таким образом, сумма отчислений на возмещение стоимости потерь электроэнергии определяются по формуле

Где З_Э' и З_Э' ` - удельные приведенные затраты для значений ?_м / и Т_Г =8760ч соответственно, ?W' и? W'' - переменные и постоянные потери электроэнергии соответственно.

Определим ?_м для 4 подстанции

?_м4=(0.124+6050/10 000)^2*8760=4622 ч

Определим ?_м для линии A-1

?_мA-1=(0.124+7000/10 000)²*8760=5948 ч.

По условию =0,95,тогда по кривым приведенных затрат на возмещение потерь мощности и электроэнергии для ?_м /=4865 для 4 подстанции находим З_Э'=1,95 и З_Э«=1,75, для линии A-1 ?_м /=6261 З_Э'=1,83 и З_Э''=1,75

Для остальных линий и подстанций расчет ведем аналогично. Результаты сведем в таблицу.

Элемент	?м /,= ?м ч	ЗЭ', коп/кВт ч	ЗЭ'', коп/кВт ч
ЛЭП
А1		1,83	1,75
А2		2,2	1,75
А3		2,07	1,75
А4		1,9	1,75
		1,83	1,75
Подстанция
		1,83	1,75
		2,25	1,75
		2,07	1,75
		1,95	1,75

• Определим потери электроэнергии. Постоянные потери электроэнергии рассчитываются из условия потерь на холостой ход трансформатора и потерь на корону в линиях
• ?W_пост=?P_xx*Т_г + ?P_кор*Т_г
• Потери электроэнергии на 2 подстанции равны
• ?W_2пс=?P_xx*T_г=2*0,082*8760= 1436,64 МВт· ч
• Переменные потери определим из условия потерь электроэнергии в линиях и трансформаторах. Потери электроэнергии на 4 подстанции равны
• ?W_4пс=?P* ?_м4=2*0,1088*4865= 1046,95 МВт. ч
• Потери электроэнергии на линии A-1 равны
• ?W_A-1= ?P* ?_мA-1=0,7883*6261=4935,55 МВт. ч.
• Аналогично для всех подстанций и линий.

Элемент	?Wпост, МВт. ч	?Wпер. МВт. ч
Подстанция
	1436,64	2137,51
	1436,64	736,13
	1436,64	1015,31
	1436,64	1046,95
ЛЭП
А1	1156,32	4835,55
А2	883,008	2903,32
А3	1384,08	982,09
А4	1436,64	1031,57
	925,056	113,34
Всего	10 979,78	14 801,77

Составим таблицу для определения отчислений на возмещение стоимости потерь электроэнергии

Элемент	Зэ'	?W'МВт.ч	Зэ' ?W'т.р.	?W''МВт.ч	Зэ'' ?W''т.р.
Подстанция
	1,83	2137,51	39,12	1436,64	25,14
	2,25	736,13	14,79	1436,64	25,14
	2,07	1015,31	20,27	1436,64	25,14
	1,95	1046,95	20,42	1436,64	25,14
ЛЭП
А1	1,83	4835,55	88,32	1156,32	20,24
А2	2,2	2903,32	64,09	883,008	15,45
А3	2,07	982,09	20,32	1384,08	24,22
А4	1,9	1031,57	19,59	1436,64	25,14
	1,83	113,34	2,26	925,056	16,18
Всего		14 801,77	289,18	10 979,78	201,79

Таким образом С_П=289,18+201,79=490,97 т. р Ежегодные эксплутационные расходы равны С=424,93 +112,83 +490,97 =1028,73 т.р.

Себестоимость передачи электроэнергии является одним из основных технико-экономических показателей электрических систем. Она может быть определена по формуле Где Wколичество передаваемой электроэнергии через элемент системы, С — эксплутационные расходы на элемент системы.

Количество электроэнергии, передаваемой через элемент сети, например ЛЭП, определяется в курсовом проекте по рассчитанной в разделе максимальной активной мощности (с учетом потерь электроэнергии в трансформаторах, компенсирующих устройствах и ЛЭП) и времени использования максимальной активной нагрузки Т_маЛ :

W_Л =P_М.Л Т_МА

При определении себестоимости передачи электроэнергии передачи электроэнергии по сети находятся ежегодные эксплутационные расходы по сети и количество электроэнергии полученной потребителем за год. Последняя определяется по заданным P_max и T_max.

Следует также определить удельные капитальные вложения, отнесенные к 1кВт мощности нагрузки линии:

и 1 кВт мощности нагрузки и 1 км длины линии Для линии

С₂₂₀=2.4*5761,5 /100+0.4*5761,5 /100+295,81=439,85 т.р.

W₂₂₀=P_maxT_max=1 690 525,78 МВт. ч

=0,26 т.р./МВт.ч=0,026 коп/кВт.ч К_ул220=5761,5/294,92=19,53 р./кВт ч.=1953,58 коп/кВт ч.

К'_ул220=1953,58 /275=7,1 коп/кВт

4.4 Коэффициенты полезного действия электропередачи при нормальном режиме максимальных нагрузок и среднегодовой.

где еР_мi=МВт; а суммарные потери мощности в элементах сети вычисляются по формуле:

DР_е=еDР_мij+еDР_кор+еDР_хх+еDР_ку.

еDР_кор=0,7584, МВт;

еDР_хх=0,656, МВт;

еDР_ку=0;

DР_е=4,6064, МВт;

Среднегодовой КПД:

еW_мi=1 690 525,78 МВт. ч

ВЫВОДЫ

Районная сеть спроектирована на одно номинальное напряжение 220 кВ. Себестоимость передачи 1 кВт•ч электроэнергии на 100 км линии сетевого района составляет — 0,026 коп/кВт.ч.

Удельные капитальные вложения на сооружение ЛЭП- 7,1 коп/кВт. Потери активной мощности в основном режиме максимальных нагрузок — 4,6064 МВт. Годовые потери электроэнергии — 25 781,55 МВт•ч. Коэффициент полезного действия сети в основном режиме максимальных нагрузок 98,42% и среднегодовой — 98,5%.

Основной

1.1 Идельчик В. И. Электрические системы и сети: Учеб. Для вузов. — М.: Энергоатомиздат, 1989. — 592 с.

1.2 Пособие к курсовому и дипломному проектированию электроэнергетических специальностей вузов: Учеб. Пособие / Под ред. В. М. Блока. — М.: Высш. Шк., 1990. — 383 с.

1.3 Справочник по проектированию электроэнергетических систем / Под ред. С. С. Рокотяна и И. М. Шапиро. — М.: Энергоатомиздат, 1985. — 352 с.

1.4 Справочник по электрическим установкам высокого напряжения / Под ред. И. А. Баумштейна и С. А. Бажанова. — М.: Энергоиздат, 1989. — 768 с.

1.5 МЕТОДИКА расчета нормативных (технологических) потерь электроэнергии в электрических сетях от 03 февраля 2005 года

2. Дополнительный

2.1 Блок В. М. Электрические сети и системы. — М: Высш. шк., 1986, 430 с.

2.2 Электроэнергетические системы в примерах и иллюстрациях/ Под ред. В. А. Веникова. — М.: Энергоатомиздат, 1983. 504 с.

2.3 Электротехнический справочник: В3 т. Т.3. Кн.1: Производство, передача и распределение энергии. — М.: Энергоатомиздат, 1988. — 880 с.

2.4 Электрическая часть станций и подстанций / Под ред А. А. Васильева. — М.: Энергоатомиздат, 1990. — 360 с.

2.5 Неклепаев Б. Н., Крючков И. П. Электрическая часть электростанций и подстанций: Справ. материалы для курсового и дипломного проектирования: Учеб. пособие для вузов. — М.: Энергоатомиздат, 1989. — 608 с.

2.6 Правила и устройства электроустановок — М.: Энергоатомиздат, 1985. — 640 с.

2.7 Электрические сети и системы: Методические указания к курсовому проекту / Отв. ред. Г. А. Осипенко. — Чебоксары, ЧГУ, 1998. — 40 с.