Электроснабжение сетевого района Чувашэнерго

 

      5     1   I  -38.23      I  -23.69      I   38.40      I   27.68      I  0.1723      I   3.986      

 

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      

  ----------------------------------------

       12.39         I      50.39        

 

  

 

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

 

 

Рассмотрим 2 параллельно включенных трансформатора на подстанции 1. Из расчета основного режима максимальных нагрузок известно напряжение на стороне ВН трансформаторов кВ, мощность на стороне НН

МВА, эквивалентное сопротивление  трансформаторов  Ом.

                                   

 

 

Рисунок 6 – Схема замещения трансформаторов

 

Дано:

кВ;

МВА;

        Ом;

       МВА.

Найти: , .

Решение:

Выполним  расчет методом последовательных приближений  в два этапа.

 

1 этап:

Расчет  мощности в продольной ветви при  условии, что напряжения в узлах  одинаковы и равны   кВ.

МВА;

 МВА;

 МВА;

 МВА.

2 этап:

Расчет  напряжения на стороне НН трансформаторов  при условии, что истинные мощности совпадают с рассчитанными на  первом этапе.

 

Падение напряжения в линии будет равно:

  кВ.

Напряжение  на стороне НН:

 кВ;

 кВ.

Рассчитаем  токи в схеме замещения.

Заданное  в узле 2 напряжение совместим с  осью действительных чисел.

  кВ.

А;

А;

А.

 

 

Рисунок 7 – Векторная диаграмма токов и напряжений трансформаторов

 

 

 

 

 

 

 

                     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:

,

где -напряжение 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):

.

 

Подстанция  №1:

U₂=10,05 kB, U_2,ж=10,5 кВ, U_ном,Н=10,5 кВ , k_т=15,048.   

 

         

 

 

 

 

 

 

 

 

 

  Подстанция №2:

 

U₂=6,053 kB, U_2,ж=6,3 кВ, U_ном,Н=6,6 кВ k_T=23,9

   Подстанция №3:

U₂=6,057 kB, U_2,ж=6,3 кВ, U_ном,Н=6,6 кВ , k_т=23,9.

Подстанция №4:

U₂=10,14 kB, U_2,ж=10,5 кВ, U_ном,Н=10,5 кВ k_T=15,048

Таблица 3.1

Основной режим максимальных нагрузок
ПС	U2расч,кВ	U2`, Кв	U2отв ж, кВ	N	Uотв ст, кВ	U2действ, кВ
1	10,05	151,23	10,5	3	151,12	10,507
2	6,053	144,66	6,3	3	151,12	6,317
3	6,057	144,76	6,3	3	151,12	6,315
4	10,14	152,58	10,5	2	153,26	10,43

 

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

   Следовательно, капитальные вложения на сооружение подсчитываются по формуле

,

(4.1)

где – , – стоимость трансформаторов, ячеек ОРУ с выключателями разных напряжений, m,l,f,c – число трансформаторов, ячеек ОРУ с выключателями разных напряжений

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 линии классификации  оборудования подстанций и определяется по данным расчета и оборудования подстанций и определяется по данным расчета. Условные единицы для трансформаторов  с принудительной циркуляцией масла  следует принять с коэффициентом 1,4.

Стоимость РПБ  включает в себя стоимость ремонтно-эксплуатационнго обслуживания ЛЭП( ), трансформаторов( ), присоединений напряжением до 20 кВ ( ) и выше 35 кВ ( ), которые оцениваются по количеству отходящих от шин цепей:

,

(4.2)

Таким образом, уточненные капитальные вложения на сооружение ЛЭП, трансформаторных подстанций и РПБ определяют стоимость спроектированной сети:

,

(4.3)

Ежегодные эксплуатационные расходы корректируются по формуле 

Амортизационные отчисления определяются по формуле:

,

(4.4)

где n, m, f  число ЛЭП, трансформаторных подстанций, компенсирующих устройств соответственно, , , – нормы амортизационных отчислений на воздушные ЛЭП, трансформаторные подстанции, компенсирующие устройства в процентах.

Уточняются  также отчисления на обслуживание районной сети:

.

(4.5)

где , , – нормы отчислений на ЛЭП трансформаторных подстанций и компенсирующих устройств.

Коэффициент полезного действия электрической  сети рассчитывается при основном режиме максимальных нагрузок, %:

,

(4.6)

где - суммарные потери мощности в элементах сети.

,

(4.7)

где - переменные (нагрузочные) потери электроэнергии в линиях и трансформаторах; , - потери мощности, зависящие от погодных условий, и условно-постоянные потери мощности соответственно.

Среднегодовой коэффициент полезного действия определяется по отношению переданной энергии потребителям к электроэнергии, отпущенной с РУ ВН источника, % :

,

(4.8)

где   - электроэнергия, переданная потребителям за год; - суммарные годовые потери электроэнергии в элементах спроектированной сети.

;	(4.9)
,	(4.10)

 

где - время наибольших потерь в проводах ВЛ и обмотках трансформаторов; - удельные годовые потери электроэнергии, зависящие от погодных условий; k - количество ВЛ 110-330 кВ в спроектированном сетевом районе;  l - количество трехфазных силовых трансформаторов общего назначения; m - количество дополнительных источников реактивной мощности (компенсирующих устройств).

 

С=16,43+3,98+20,082=40,5 млн.руб/год

 

Потери мощности, зависящие от погодных условий:

=1,14 Мвт

Условно-постоянные потери мощности:

     

 

=  8 0,035+0,06=0,34 МВт

 

 

 

 

 

 

 

ВЫВОДЫ :

 

Районная сеть спроектирована на одно номинальное напряжение 

150 кВ. По условию потери энергии на корону и нагреву от длительного выделения тепла током утяжеленного режима максимальных нагрузок для сети номинальным напряжением 150 кВ согласно ПУЭ выбрали марки проводов: АС185\24. Капиталовложения на сооружение ЛЭП составляют 331,3 млн.р., на сооружение сети – 463,8 млн.р. Годовые нагрузочные потери эл. энергии 18664,05МВт∙ч. Коэффициент полезного действия сети в основном режиме максимальных нагрузок 97,98% и среднегодовой – 99,09%.  

 

 

 

 

 

 

 

 

Список использованной литературы

1. 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.