Проектирование сети 110-150 кВ для передачи и распределения электроэнергии

1 Предварительный расчет электрической сети

1.1 Краткая характеристика электроснабжаемого района и его потребителей

1.1.1 Климатические условия

1.1.2 Расстояния по воздушной прямой и протяженности трасс между пунктами сети

1.2 Построение годового графика нагрузки по продолжительности

1.3 Баланс активной и реактивной мощности

1.4 Выбор конструкции сети и материала проводов

1.5 Формирование вариантов схем электроснабжения и их анализ

1.6 Предварительный расчет выбранных вариантов

1.6.1 Расчет радиально-магистрального варианта сети

1.6.1.1 Расчет потокораспределения в нормальном режиме максимальных нагрузок

1.6.1.2 Выбор номинальных напряжений сети

1.6.1.3 Выбор сечений проводов ЛЭП

1.6.1.4 Проверка проводов по току наиболее тяжелого аварийного режима сети

1.6.1.5 Проверка сети по потери напряжения в нормальном и послеаварийном режимах

1.6.2 Расчет смешанного варианта сети

1.6.2.1 Расчет потокораспределения в нормальном режиме максимальных нагрузок

1.6.2.2 Выбор номинальных напряжений сети

1.6.2.3 Выбор сечений проводов ЛЭП

1.6.2.4 Проверка проводов по току наиболее тяжелого аварийного режима сети

1.6.2.5 Проверка сети по потери напряжения в нормальном и послеаварийном режимах

1.7 Выбор числа и мощности силовых трансформаторов по ГОСТ 14 209–97

1.8 Проверка трансформаторов на перегрузочную способность по ГОСТ 14 209–97

1.9 Формирование схем электрических соединений вариантов сети

2 Технико-экономическое сравнение вариантов схем электрической сети и выбор рационального варианта

2.1 Выбор рационального варианта сети

3 Электрический расчет выбранного варианта в режиме максимальных нагрузок

3.1 Формирование схемы замещения сети и определение ее параметров

3.2 Расчет зарядных мощностей ЛЭП в нормальном режиме максимальных нагрузок

3.3 Выбор режима нейтрали сети

3.4 Определение расчетных нагрузок в режимах: максимальных нагрузок; минимальных нагрузок и послеаварийном режиме

3.5 Расчет режимов сети

3.5.1 Электрический расчет радиального участка сети

3.5.2 Электрический расчет магистрального участка сети

3.6 Определение напряжения на стороне низшего напряжения подстанций и выбор регулировочных ответвлений трансформаторов

3.7 Выбор регулировочных ответвлений трансформаторов

4 Проверочный расчет баланса активной и реактивной мощности в сети Заключение Список использованных источников Приложение, А Схемы электрических соединений вариантов сети Приложение В Схема замещения сети

Энергетика является одной из самых важных отраслей производства. Просчеты в этой области имеют серьезные последствия. Наиболее универсальная форма энергии — электроэнергия. Она легко преобразуется в механическую, тепловую и световую энергии и поэтому стала основой развития промышленности, сельского хозяйства, транспорта.

Передача электроэнергии от электростанций по линиям электропередачи осуществляется при напряжениях 110−750 кВ, т. е. значительно превышающих напряжения генераторов. Электрические подстанции применяются для преобразования электроэнергии одного напряжения в электроэнергию другого напряжения. Электрическая подстанция — это электроустановка, предназначенная для преобразования и распределения электрической энергии. Подстанции состоят из трансформаторов, сборных шин и коммутационных аппаратов, а также вспомогательного оборудования: устройств релейной защиты и автоматики, измерительных приборов. Подстанции предназначены для связи генераторов и потребителей с линиями электропередачи.

Общая задача, возникающая при проектировании систем передачи и распределения электроэнергии, заключается в выборе наиболее рациональных технических решений и в выборе наилучших параметров этих решений. При этом приходиться решать следующее наиболее характерные задачи:

выбор конфигурации электрической сети и ее конструктивного исполнения (воздушная, кабельная);

выбор числа цепей каждой из линий и числа трансформаторов подстанций;

выбор номинального напряжения линий;

— выбор материала и площади сечений проводов линий;

— выбор схем подстанций;

обоснование технических средств обеспечения требуемой надежности электроснабжения потребителей;

выбор технических средств обеспечения требуемого качества напряжения;

обоснование средств повышения экономичности функционирования электрической сети;

При комплексном решении этих вопросов в процессе работы над проектом студент приобретает практические навыки самостоятельного решения инженерных задач, развивает творческие способности в профессиональной области, обучается пользованию технической, нормативной и справочной литературой.

В курсовом проекте разрабатывается сеть 110−150 кВ, предназначенная для электроснабжения промышленного района, содержащего пять предприятий, относящихся к какой либо отрасли с общей мощностью порядка 70−100 МВА.

1 Предварительный расчет электрической сети

1.1 Краткая характеристика электроснабжаемого района и его потребителей

1.1.1 Климатические условия

Электрическая сеть проектируется для г. Гурьева расположенного в устье Урала в республике Казахстан.

В соответствии с ПУЭ 6 издание /3/ по гололедообразованию г. Гурьев относится к II-му району, где нормативная толщина стенки гололеда составляет 15 мм.

Средняя продолжительность гроз в проектируемом районе составляет от 40 до 60 часов в год. По ветровому давлению г. Гурьев относится к 3-му району, где нормативная скорость ветра составляет 32 м/с (нормативное ветровое давление 650 Па) и к I району с редкой «пляской» проводов с частотой повторяемости 1 раз в 10 лет и менее, среднегодовая продолжительность гроз от 10 до 20 часов.

Эквивалентная температура охлаждающего воздуха (Иэкв) согласно ГОСТ 14 209–97 в г. Гурьев составляет:

— зимняя: -8,3 єС;

— летняя: 24,3 єС;

— годовая: 15,5 єС.

1.1.2 Расстояния по воздушной прямой и протяженности трасс между пунктами сети

Расстояние (км) по воздушной прямой между пунктами сети определяется по выражению.

(1.1)

m=15 — заданный масштаб (км/см).

Протяженность трассы (км) между пунктами сети определяется с учетом неравномерности рельефа местности.

(1.2)

где к = 1,16 — поправочный коэффициент.

Расчет расстояний по воздушной прямой и протяженности трасс сводим в таблицу 1.1.

Таблица 1.1 — Протяженность трасс сети

Примечание: Расстояния по воздушной прямой (lв) между пунктами сети занесены в правую верхнюю часть таблицы, а протяженности трасс (l) между пунктами сети в левую нижнюю часть таблицы.

1.2 Построение годового графика нагрузок по продолжительности

• На рисунке 1.1 приведен суточный график нагрузок для пищевой промышленности. Далее ведётся построение годового графика нагрузок по продолжительности и расчёт числа часов использования максимума нагрузки.

Рисунок 1.1 — Суточный график нагрузки

Примечание: Условные обозначения на рисунке 1.1

Условно принимаем число «зимних» суток равным 213 и число «летних» суток — 152

Ранжируют (нумеруют) ступени графиков зимнего и летнего, начиная с максимального значения. Получают пять рангов — пять по величине мощности ступеней

Суммарная продолжительность iой ступени годового графика — Ti=Tiз+Tiл;

Tiл=tiл*152, (1.3)

Tiз=tiз*213, (1.4)

где tiл — суммарная продолжительность i-ой ступени по суточному летнему графику; tiз — суммарная продолжительность i-ой ступени по суточному зимнему графику;

Расчет сводится в таблицу 1.2

Таблица 1.2 — Построение годового графика нагрузки по продолжительности

Годовой график по продолжительности строится на основе данных столбцов 2 и 7 таблицы 1.2. Годовой график представлен на рисунке 1.2

Рисунок 1.2 — Годовой график по продолжительности Находится число часов использования максимума нагрузки:

(1.5)

Так как РМ=1 (в относительных единицах), то, то есть это число, стоящее в правом нижнем углу таблицы 1.2.

ТМ = 3978,8 ч По значению Тм определяется jэ — экономическую плотность тока для выбранных проводов (марки АС): jэ=1,1 А/мм2.

1.3 Баланс активной и реактивной мощности

Исходными данными для расчета потокораспределения при курсовом проектировании являются активные нагрузки пунктов потребления Pi и их коэффициенты мощности (cos цi).

По заданным значениям активных нагрузок Pi и коэффициентам мощности потребителей cos цi определяются tg цi, заданные реактивные нагрузки — Qзi и полные нагрузки Sзi:

Qзi=tg цi Pi; (1.6)

Sзi= (1.7)

Для первой нагрузки по сos 1 =0,77определяем tg .

Значение tg можно определять по выражению .

tg 1 = 0,829

Реактивная и полная нагрузка первого потребителя.

Qз1 = tg ц1 · P1 (1.8)

Qз1=0,82 917=14,087 Мвар;

Sз1 = (1.9)

Sз1= =22,078 МВА;

Расчёт для остальных нагрузок сводится в таблицу 1.3

Таблица 1.3 — Определение заданных нагрузок

• Баланс активной мощности

Суммарная мощность нагрузок потребителей, МВт по:

Рнагр = Рi = Р1+Р2+Р3+Р4+Р5 (1.10)

Рнагр = 17+29+13+24+31=114 МВт Расход мощности на собственные нужды станции.

Принимается РСН=0,05 Рнагр

РСН=0,05*114=5,7 МВт Резерв мощности на станции принимаем равным:

Рр=0,1 от Рнагр.

Рр=0,1*114=11,4 МВт Потери активной мощности принимаются равными Рсети=0,05 от Рнагр.

Рсети=0,05*114=5,7 МВт Мощность, вырабатываемая генераторами энергосистемы.

Рг=Рнагр+Рсн+Рсети, (1.11)

Рг=114+5,7+11,4+5,7=136,5 МВт

Баланс реактивной мощности

Суммарная мощность реактивных нагрузок.

Qнагр=Qзi = Qз1+Qз2+Qз3+Qз4+Qз5 (1.12)

Qнагр = 14,087+22,506+12,171+22,469+30,747=101,98 Мвар.

Суммарная мощность полных нагрузок.

Sнагр=Sз1+Sз2+Sз3+Sз4+Sз5 (1.13)

Sнагр=22,078+36,709+17,808+32,877+43,662=153,134 МВА

Расход реактивной мощности на собственные нужды станции принимается равным 0,04 от Sнагр

Qсн=0,04*153,134 =6,152 Мвар

Резерв реактивной мощности на станции.

Qр=0,1*153,134=15,314 Мвар Потери реактивной мощности в сети принимаются равными 0,1 от Sнагр

Qсети=0,1*153,134=15,314 Мвар Располагаемая реактивная мощность системы.

Qг = Рг · tgс (1.14)

Находят tgс энергосистемы по заданному cosс =0,89.

tgс = 0,512.

Qг=136,5 *0,512= 69,89 Мвар Суммарная реактивная мощность компенсирующих устройств, устанавливаемых в сети.

Qку =Qнагр+Qсн+Qсети — Qг (1.15)

Qку =101,98 +6,152 +15,314 +15,314 -69,89 =53,456 Мвар

Компенсирующие устройства распределяются по потребителям так, чтобы уравнять их коэффициенты мощности до величины tgср.вз.

Находят значение tgср.вз.

tgср.вз.= (Qнагр — Qку)/ Pнагр (1.16)

tg цcр.взв.= 0,426;

Определяется мощность компенсирующих устройств устанавливаемых на каждой из подстанций электрифицируемого района.

Qкуi = Pi · (tg цi — tg цcр.взв.) (1.17)

Qку1 =17*(0,829−0,426)=6,851 Мвар Реактивная нагрузка первой подстанции после компенсации составит.

Qi = Qзi — Qкуi (1.18)

Q1=14,087−6,851=7,236 Мвар

Полная нагрузка подстанции после компенсации.

Si= (1.19)

S1=

Коэффициенты мощности потребителей после компенсации.

tgцi = (1.20)

Для первой подстанции.

tgц1 =

Проверяем: tgц1 tg ц cр. вз,

0,426=0,426.

Расчёты для остальных подстанций сводят в таблицу 1.4.

Таблица 1.4 — Расчётные нагрузки с учетом компенсации реактивной мощности

• Дополнительной проверкой правильности выполненных расчетов является равенство: Qку = Qкуi, т. е. значение Итого по столбцу 4 должно совпасть со значением Qку, вычисленным по выражению 1.15.
• Условие выполняется (погрешность 0,04).
• 53,456 53.417 Мвар

1.4 Выбор конструкции сети и материала проводов

Для проектируемой сети выбраем тип опор, расположение проводов на опоре и марку проводов.

Город Гурьев расположен в устье реки Урал недалеко от Каспийского моря, где в воздухе находятся соединения способствующие разрушению сталеалюминевых проводов (побережья морей, соленых озер и районы с соответствующими промышленными выбросами) поэтому выбираем сталеалюминевые провод марки АСК в соответствие со справочником Никлипаева /1/.

Применяем железобетонные опоры, т.к. район с повышенной влажностью воздуха, среднегодовой температурой +15?С.

Минимальное сечение проводов по условиям механической прочности при толщине стенки гололеда 15 мм — 50 мм²

Расстояние между проводами — 2 м .

1.5 Формирование вариантов схем электроснабжения и их анализ

Рисунок 1.3 — Радиальная схема сети

Рисунок 1.4 — Магистральные схемы сети

Рисунок 1.5 — Смешанные с кольцом схемы сети

Рисунок 1.6 — Сложнозамкнутые схемы сети

Рисунок 1.7 — Замкнутая схема сети

В районных электрических сетях применяют различные по конфигурации схемы. Выбор конкретной схемы при проектировании определяется составом потребителей по категориям требуемой надежности электроснабжения и взаимным расположением источников питания и пунктов потребления энергии.

Электроснабжения потребителей первой и второй категории в соответствии с ПУЭ в нормальных режимах должно осуществлять от двух независимых взаимно резервирующих источников питания, то есть для их питание должны применяться различные резервированные схемы. Питание потребителей 3-ей категории может осуществляться по одноцепным нерезервированным линиям от одного источника питания.

При решении вопросов резервирования питания потребителей различных категорий, территориально объединенных в одном пункте сети, следует ориентироваться на наличие потребителей наивысшей категории по степени надежности. Например, если в рассматриваемом пункте сети имеются потребители 1-ой, 2-ой и 3-ей категории, то выбирается резервированная схема с двумя независимыми источниками, то есть ориентируются на наличие потребителей 1-ой категории. На подстанции питающей этих потребителей устанавливается два трансформатора.

Для резервирования и исключения из работы поврежденных элементов сети в послеаварийных режимах, а так же осуществления ремонта оборудования без прекращения электроснабжения потребителей, при выборе схемы построения сети, отвечающей требованиям надежности, необходимо предусматривать установку соответствующих коммутационных аппаратов для оперативных переключений.

Таким образом, требуемая надежность схемы электрической сети обеспечивается сооружением определенного количества линий, трансформаторов и коммутационных аппаратов на подстанциях, выбранных на основе анализа состава потребителей по категориям надежности.

1.6 Предварительный расчёт выбранных вариантов

1.6.1 Расчёт радиально-магистрального варианта сети

1.6.1.1 Расчёт потокораспределения в нормальном режиме максимальных нагрузок

Расчёт ведется без учета потерь мощности на участках сети. Задаются направлением потокораспределения активной мощности по участкам сети (рисунок 1.11).

Рисунок 1.8 — Потокораспределение активной мощности

Производится расчет потокораспределения, используя первый закон Кирхгофа.

P43 = P3; P43 = 13 МВт; P04 = P43 + P4; P04 = 13 + 24 = 37 МВт; P02 = P2;

P02 = 29 МВт; P15= P5; P15= 31 МВт; P01 = P15 + P1; P01 = 31+17=48 МВт.

Реактивные нагрузки по участкам сети определяются по tgцср.взв.

Qij=Pij · tg цср.взв.. (1.21)

Q01=480,426= 20,448 Мвар Полные нагрузки участков сети.

Sij= (1.22)

S01=== 52,18 МВА Расчеты для остальных участков производятся аналогично.

Результаты вычислений заносим в таблицу 1.5.

Таблица 1.7 — Потокораспределение по ветвям сети

1.6.1.2 Выбор номинального напряжения сети

Длины трасс участков сети, заданы в таблице 1.1.

Определение ориентировочного напряжение для участка 0−1 по формуле Стилла.

Uopij=16, (1.23)

По формуле Илларионова

(1.24)

Аналогично проводится расчет для остальных участков, результаты вычислений представлены в таблице 1.6.

Таблица 1.6 — Выбор номинального напряжения

Принимаются для дальнейшего расчета два варианта, по справочнику /4/.

1) номинальное напряжение Uн = 110 кВ;

2) номинальное напряжение Uн = 150 кВ.

1.6.1.3 Выбор сечения проводов ЛЭП

Определяются рабочие токи участков сети.

Iij=; (1.25)

где n — число цепей линии электропередачи.

Для участка 0−1

Ориентировочные сечения по участкам сети определяются по экономической плотности токаjэ (экономическая плотность тока определена в пункте 1.2).

Fopij=, (1.26)

Для участка 0−1

Fop01=

Для участка 0−1 с учетом ограничения по короне принимаются стандартное сечение Fст=120 мм2.

Аналогично проводится расчет для остальных участков, результаты вычислений заносятся в таблицу 1.7 — 1.8.

Таблица 1.7 — Расчет сечений для магистральной сети Uн = 110 кВ

Согласно ПУЭ /3/, для воздушных линий с номинальным напряжением 110 кВ минимально допустимое сечение проводов по условию короны составляет 70 мм², также необходимо учесть минимально допустимое сечение по механической прочности /4/.

Таблица 1.8 — Расчет сечений для магистральной сети Uн = 150 кВ

Согласно ПУЭ /3/, для воздушных линий с номинальным напряжением 150 кВ минимально допустимое сечение проводов по условию короны составляет 120 мм².

1.6.1.4 Проверка проводов по току наиболее тяжелого после аварийного режима сети

Сечения проводов выбранных по экономической плотности тока проверяются по допустимому нагреву током наиболее тяжелого послеаварийного режима сети.

Условие проверки .

Iдоп ij Iавij

Для участка 0−1

Iав01=2 · I01 (1.27)

Iав01=2 I01=2136,921=273,842 А ;

Iдоп01 =380 А;

Iав01 < Iдоп01

273,842 < 380

Сечение на участке 0−1 удовлетворяет условию проверки по допустимому току нагрева в послеаварийном режиме.

Аналогично проводятся расчеты для остальных участков сети, номинальных напряжений. Результаты вычислений заносятся в таблицы 1.9 — 1.10.

Таблица 1.9 — Проверка сечений по допустимому току (магистральная сеть, Uн = 110 кВ)

Таблица 1.10 — Проверка сечений по допустимому току (магистральная сеть, Uн = 150 кВ)

1.6.1.5 Проверка сети по потере напряжения в нормальном и после аварийном режимах

Определяются параметры П-образной схемы замещения ЛЭП.

Хлij=xoij · li j / n; (1.28)

Rлij=roij · li j / n; (1.29)

Bлij= boij · li j · n, (1.30)

Результаты расчётов параметров схемы замещения для номинальных напряжений сводятся в таблицы 1.11 — 1.12.

Таблица 1.11 — Параметры схемы замещения сети, магистральная сеть, Uн =

110 кВ

Таблица 1.12 — Параметры схемы замещения сети, магистральная сеть, Uн = 150 кВ

Потеря напряжения в % от номинального на участках сети в нормальном режиме Для участка 0−1

Потеря напряжения на остальных участках определяется аналогично. Результат сводится в таблицу 1.13.

• Таблица 1.13 — Потери напряжения — нормальный режим, магистральная сеть, Uн = 110 кВ

Участок	Р, МВт	Q, Мвар	R, Ом	X, Ом	ДU кВ	ДU %
0−1		20,45	9,532	16,192	7,169	6,5
0−2		12,35	21,924	22,968	8,359	7,6
0−4		15,76	20,215	27,619	10,757	9,8
4−3		5,54	10,231	10,718	1,749	6,5
1−5		13,2	20,358	43,43	10,951

• Потеря напряжения на участках сети в послеаварийном режиме
• Uавij =n Uij (1.31)
• Результат расчета по потере напряжения на участках сети в послеаварийном режиме сводится в таблицу 1.14.
• Таблица 1.14 — Потеря напряжения — послеаварийный режим, магистральная сеть, Uн = 110 кВ

Участок	Р, МВт	Q, Мвар	R, Ом	X, Ом	ДU кВ	ДU %
0−1		20,45	9,532	16,192	7,169
0−2		12,35	21,924	22,968	8,359	15,2
0−4		15,76	20,215	27,619	10,757	19,6
4−3		5,54	10,231	10,718	1,749	3,2
1−5		13,2	20,358	43,43	10,951

Условие проверки в нормальном режиме максимальных нагрузок:

Uдоп=U (1.32)

где Uдоп — допустимая величина потере напряжения (в % от номинального напряжения) в нормальном режиме, которую для районных сетей можно принять равной (1520), /4/.

ДU01% =6.5%

15 > 6.5

Сети для потребителя № 2 удовлетворяют условию проверки по допустимой потери напряжения.

Проверка по потере напряжения точки 3

U043 = U04 +U43 = 9,8%+6,5% = 16,3% ,

Проверка по потере напряжения точки 5

U015 = U01 +U15 = 6,5%+10% = 16,5% ,

Аналогично проверяется сеть в послеаварийном режиме:

Uдоп.ав Uав, где Uдоп. ав — допустимая величина потере напряжения (в % от номинального напряжения) в послеаварийном режиме, которую для районных сетей можно принять равной (2025), /4/.

ДU01% =13%

15 > 13

Сети для потребителя № 2 удовлетворяют условию проверки по допустимой потере напряжения.

Проверка по потере напряжения точки 3

U043ав = U04ав +U43ав = 19,6%+3,2% = 22,7% ,

Проверка по потере напряжения точки 5

U015ав = U01ав +U15ав = 13%+10% = 23% ,

Сеть удовлетворяет условию проверки по потере напряжения в нормальном и в послеаварийном режимах при напряжении 110 кВ.

Сеть удовлетворяет условию проверки по потере напряжения в нормальном и послеаварийном режимах при напряжении 150 кВ.

1.6.2 Расчёт смешанного варианта сети

1.6.2.1 Расчёт потокораспределения в нормальном режиме максимальных нагрузок

Рисунок 1.9 — Потокораспределение активной мощности

Расчёт ведется без учета потерь мощности на участках сети. Задаются направлением потокораспределения активной мощности по участкам сети (рисунок 1.9).

P02=;

P02=МВт ;

P23=P02-P2=26.679−29=-2,321 МВт

Следовательно меняется направление: Р23=2,321 МВт

Далее аналогично находится Р03

Р03=Р3+Р23

Р03=13 +2,321 = 15,321 МВт

Проверка:

P03= ;

P03=МВт ;

Реактивные нагрузки по участкам сети

Qij=Pijtgср.взв.

Для участка 0−2

Q02=P02tgср.взв.

Q02=26,679*0,426 =11,365 Мвар

Полные нагрузки участков сети

Sij=;

Для участка 0−2

S02===28,999 МВА Расчеты для остальных участков производятся аналогично.

Результаты вычислений заносят в таблицу 1.15.

Таблица 1.15 — Потокораспределение по ветвям сети

Участок	0−2	2−5	0−5	0−1	1−3	1−4
Р, МВт	24,180	1,180	15,820	73,000	33,000	27,000
Q, Мвар	8,312	0,406	5,439	25,095	11,345	9,282
S, МВА	25,569	1,248	16,729	77,193	34,896	28,551

1.6.2.2 Выбор номинального напряжения сети

Выбор номинального напряжения производится по формуле (1.23−1.24) так же как для предыдущего варианта.

Расчеты по выбору напряжения сети сводятся в таблицу 1.16.

Таблица 1.16 — Выбор номинального напряжения

Участок	0−2	2−3	0−3	0−1	1−4	4−5
l, км	104,4	97,44	167,04	75,56	52,5	53,94
Р, Мвт	26,679	2,321	15,321
Uорij, кВ	116,235	62,047	113,801	137,865	117,119	102,315
Uорij, кВ	100,761	30,397	77,515	155,694	134,799	105,459

• Принимаем для дальнейшего расчета два варианта, по справочнику /4/.
• а) номинальное напряжение Uн = 110 кВ;
• б) номинальное напряжение Uн = 150 кВ.

1.6.2.3 Выбор сечения проводов ЛЭП

Определение рабочих токов участков сети для номинального напряжения Uн=110 кВ.

По формуле (1.25) для участка 0−2:

Определение ориентировочных сечений по участкам сети.

Для участка 0−2 по формуле (1.26):

Fop02=

Для участка 0−2 принимается стандартное сечение — Fст02=120 мм2.

Аналогично определяются сечения на остальных участках сети, результаты вычислений сводятся в таблицы 1.17 и 1.18.

Таблица 1.17 — Расчет сечений для смешанной сети Uн = 110 кВ

Участок	0−2	2−3	0−3	0−1	1−4	4−5
n
S, МВА	28,999	2,523	16,653	78,261	59,783	33,696
I	152,206	13,241	87,406	205,382	156,889	176,856
Fэ, мм2	138,369	12,038	79,46	186,711	142,626	160,779
Fст, мм2

• Таблица 1.18- Расчет сечений для смешанной сети Uн = 150 кВ

Участок	0−2	2−3	0−3	0−1	1−4	4−5
n
S, МВА	28,999	2,523	16,653	78,261	59,783	33,696
I	111,618	9,71	64,097	150,613	115,052	129,695
Fэ, мм2	101,471	8,828	58,27	136,921	104,593	117,904
Fст, мм2

1.6.2.4 Проверка проводов по току наиболее тяжелого после аварийного режима сети

Для кольцевых участков сети наиболее тяжелыми послеаварийными режимами работы сети являются — поочередное отключение головных участков 0−2 и 0−3.

Проверка осуществляется для кольцевого участка сети 0−2-3−0.

Расчет выполняется для двух режимов:

а) Выход из строя головного участка 0−2

Потокораспределение активных нагрузок

P23ав=P2=29 МВт ;

Р03ав=Р2+Р3 =29+13= 42 МВт

б) Выход из строя головного участка 0−3

P12ав=P3=13МВт ;

Р02ав=Р2+Р3 =29+13=42 МВт ;

Для участка 1−2 в качестве наиболее тяжелого послеаварийного режима принимается режим а), с наибольшей нагрузкой

Результаты проверки сводятся в таблицы 1.19−1.20.

Таблица 1.19 — Проверка по допустимому току в послеаварийном режиме, (Uн = 110 кВ)

Участок	Рмах, МВт	I ав, А	F, мм2	Iдоп, А	Fприн, мм2
0−2		239,612
0−3		239,612
2−3		165,446

Таблица 1.20 — Проверка по допустимому току в послеаварийном режиме, (Uн = 150 кВ)

Участок	Рмах, МВт	I ав, А	F, мм2	Iдоп, А	Fприн, мм2
0−2		175,715
0−3		175,715
2−3		121,327

Аварийный ток такого участка равен Iавij =nIij,

Условие проверки Iдоп ij Iавij,

Сечение на участке 0−1 удовлетворяет условию проверки по допустимому току нагрева в послеаварийном режиме.

Аналогично проводятся расчеты для остальных участков сети. Результаты вычислений заносятся в таблицу 1.21−1.22.

Таблица 1.21 — Проверка сечений по допустимому току (Uн = 110 кВ)

Участок	F, мм2	Iдоп, А	Iав, А	Fприн, мм2
0−1			410,763
1−4			313,778
4−5			176,856

Таблица 1.22 — Проверка сечений по допустимому току (Uн = 150 кВ)

Участок	F, мм2	Iдоп, А	Iав, А	Fприн, мм2
0−1			301,226
1−4			230,104
4−5			129,695

1.6.2.5 Проверка сети по потере напряжения в нормальном и послеаварийном режиме

Параметры схемы замещения ЛЭП определяются по формулам (1.28, 1.29 1.30). Результаты расчётов параметров схемы замещения для номинальных напряжений сводятся в таблицы 1.23 — 1.24.

Таблица 1.23 — Параметры схемы замещения сети, смешанная сеть, Uн = 110 кВ

Участок	Провод	n	r0, Ом/км	x0, Ом/км	b0, мкСм/км	l, км	Rл, Ом	Xл, Ом	Bл, мкСм
0−2	АС-150		0,195	0,416	2,74	104,4	20,358	43,43	286,056
2−3	АС-70		0,420	0,440	2,58	97,44	40,925	42,874	251,395
0−3	АС-70		0,420	0,440	2,58	167,04	70,157	73,498	430,963
0−1	АС-185		0,156	0,409	2,82	75,56	5,972	15,657	431,798
1−4	АС-150		0,195	0,416	2,74	52,5	5,09	10,858	286,056
4−5	АС-150		0,195	0,416	2,74	53,94	10,518	22,439	147,796

Таблица 1.24 — Параметры схемы замещения сети, смешанная сеть, Uн = 150 кВ

Участок	Провод	n	r0, Ом/км	x0, Ом/км	b0, мкСм/км	l, км	Rл, Ом	Xл, Ом	Bл, мкСм
0−2	АС-120		0,249	0,439	2,61	104,4	25,996	45,832	272,484
2−3	АС-120		0,249	0,439	2,61	97,44	24,263	42,776	254,318
0−3	АС-120		0,249	0,439	2,61	167,04	41,593	73,331	435,974
0−1	АС-120		0,249	0,439	2,61	75,56	9,532	16,805	399,643
1−4	АС-120		0,249	0,439	2,61	52,5	6,499	11,458	272,484
4−5	АС-120		0,249	0,439	2,61	53,94	23,68	13,431	140,783

Расчеты потерь напряжения на участках сети сведены в таблицы 1.25−1.26.

Таблица 1.25 -Потери напряжения — нормальный режим, Uн = 110 кВ

Участок	Р, МВт	Q, Мвар	Rл, Ом	Xл, Ом	ДU, кВ	ДU, %
0−2	26,679	11,365	20,358	43,43	9,425	8,6
2−3	2,321	0,989	40,925	42,874	1,249	1,1
0−3	15,321	6,527	70,157	73,498	14,132	12,8
0−1		30,672	5,972	15,657	8,724	7,5
1−4		23,43	5,09	10,858	4,857	4,4
4−5		13,206	10,518	22,439	5,658	5,1

Таблица 1.26 -Потери напряжения — нормальный режим, Uн = 150 кВ

Участок	Р, МВт	Q, Мвар	Rл, Ом	Xл, Ом	ДU, кВ	ДU, %
0−2	26,679	11,365	25,996	45,832	8,096	5,4
2−3	2,321	0,989	24,263	42,776	0,657	0,44
0−3	15,321	6,527	41,593	73,331	7,439
0−1		30,672	9,532	16,805	8,011	5,3
1−4		23,43	6,499	11,458	4,173	2,8
4−5		13,206	23,68	13,431	4,861	3,2

• Расчет потерь напряжения на участках сети в послеаварийном режиме сводятся в таблицы 1.27 — 1.28.
• Таблица 1.27 — Потери напряжения — послеаварийный режим 110 кВ

Участок	Р, МВт	Q, Мвар	Rл, Ом	Xл, Ом	ДU, кВ	ДU, %
0−2	26,679	11,365	20,358	43,43	9,425	8,6
2−3	2,321	0,989	40,925	42,874	1,249	1,1
0−3	15,321	6,527	70,157	73,498	14,132	12,8
0−1		30,672	5,972	15,657	8,724
1−4		23,43	5,09	10,858	4,857	8,8
4−5		13,206	10,518	22,439	5,658	5,1

• Таблица 1.28 — Потери напряжения — послеаварийный режим 150 кВ

Участок	Р, МВт	Q, Мвар	Rл, Ом	Xл, Ом	ДU, кВ	ДU, %
0−2	26,679	11,365	25,996	45,832	8,096	5,4
2−3	2,321	0,989	24,263	42,776	0,657	0,44
0−3	15,321	6,527	41,593	73,331	7,439
0−1		30,672	9,532	16,805	8,011	10,7
1−4		23,43	6,499	11,458	4,173	5,6
4−5		13,206	23,68	13,431	4,861	3,2

Проверка сети по потере напряжения осуществляется для точек электрически наиболее удаленных. Расчет для сети 110 кВ.

В кольцевом участке проверку по потере напряжения осуществляют до точки потокораздела, в нашем случае это точка 2.

U032 = U03 +U23 = 12,8%+1,1%= 13,9%

Потеря напряжения до точки 2 (точка потокораздела) не превышает допустимое значение.

Проверка по потере напряжения точки 5

U0145 = U01 +U14+U45= 7,5%+4,4%+5,1% = 17,1%

Определяются потере напряжения на участках сети для двух аварийных режимов, а и б.

Для режима, а определяем :

U032ав = U03ав +U23ав.

U032ав = 12,8%+1,1%= 13,9%

Для режима б:

U023ав = U02ав +U23ав

U023ав = 8,6%+1,1%=9,7%

Проверка по потере напряжения точки 5 в послеаварийном режиме.

U0145 = U01 +U14+U45= 15%+8,8%+5,1% = 29%

Сеть удовлетворяет условию проверки по потере напряжения в нормальном режиме и не удовлетворяет проверки по потере напряжения в послеаварийном режиме при напряжении 110 кВ.

Следовательно, из дальнейшего рассмотрения этот вариант следует исключить Аналогично выполняется расчет для номинального напряжения 150 кВ.

В кольцевом участке проверку по потере напряжения осуществляют до точки потокораздела, в нашем случае это точка 2.

U032 = U03 +U23 = 5%+0,44%= 5,44%

Потеря напряжения до точки 2 (точка потокораздела) не превышает допустимое значение.

Проверка по потере напряжения точки 5

U0145 = U01 +U14+U45= 5,3%+2,8%+3,2% = 11,4%

Определение потери напряжения на участках сети для двух аварийных режимов, а и б.

Для режима а):

U032ав = U03ав +U23ав.

U032ав = 5%+0,44%= 5,44%

Для режима б):

U023ав = U02ав +U23ав

U023ав = 5,4%+0,44%=5,84%

Проверка по потере напряжения точки 5 в послеаварийном режиме.

U0145 = U01 +U14+U45= 10,7%+5,6%+3,2% = 19,5%

Сеть удовлетворяет условию проверки по потери напряжения в нормальном и в послеаварийном режимах при напряжении 150 кВ.

1.7 Выбор числа и мощностей силовых трансформаторов

Выбор числа трансформаторов на подстанциях для проектируемой сети представлен в таблице 1.29.

Таблица 1.29 — Выбор числа трансформаторов на подстанциях

№ подстанции
Категория потребителей		1,2	1,2,3	1,3
Количество трансформаторов

• Средняя квадратичная нагрузка по графику характерных «зимних» суток:
• , (1.33)
• Для графика нагрузки на рисунке 1.1:
• Sск==0,636
• Ориентировочная мощность трансформатора:
• Sор = Sск SМ/n; (1.34)
• Для первой подстанции:
• Sор1 = 0,636*18,476/2 = 5,879 МВА
• За номинальную мощность трансформаторов принимается ближайшая большая стандартная.
• Sнт1=6,3 МВА
• Расчеты по всем подстанциям приведены в таблице 1.30, 1.31.
• Таблица 1.30 — Выбор мощности трансформаторов 110 кВ

№ п/с	Sм, МВА	n	Sор, МВА	Sнт, МВА	Kнт*, МВА	Тип трансформатора	Kнт ав*, МВА
	18,476		5,879	6,3	0.682	ТМН-6300/110	0.541
	31,523		10,031		0.634	ТДН-10 000/110	0.508
	14,132		4,497	6,3	0.892	ТМН-6300/110	0.446
	26,089		8,301		0.767	ТДН-10 000/110	0.383
	33,694		21,443		0.742	ТРДН-25 000/110	;

Таблица 1.31 — Выбор мощности трансформаторов 150 кВ

№ п/с	Sм, МВА	n	Sор, МВА	Sнт, МВА	Kнт*, МВА	Тип трансформатора	Kнт ав*, МВА
	18,476		5,879		0,433	ТМН-4000/150	0.866
	31,523		10,031		1.015	ТДН-16 000/150	0.508
	14,132		4,497		0.566	ТМН-4000/150	1.132
	26,089		8,301		1.227	ТДН-16 000/150	0.613
	33,694		21,443		0,95	ТРДН-32 000/150	;

1.8 Проверка трансформаторов на перегрузочную способность по ГОСТ 14 209–97

1) Выбор мощности трансформаторов 110 кВ

а) Проверка трансформаторов на систематическую перегрузку.

Определяется коэффициент покрытия трансформаторами нагрузки подстанции:

(1.35)

Расчет выполняется для первой подстанции (П/С 1)

Аналогичным образом рассчитывается коэффициент покрытия трансформаторами нагрузки для других подстанций (таблица 1.30).

По пересечению графика нагрузок и линии Кнт* определяется предварительное время перегрузки tп' .

Определяется коэффициент начальной загрузки К1.

К1=, (1.36)

Определяется предварительный коэффициент перегрузки по графику .

=, (1.37)

Для первой подстанции

К1(пс1)=0,481;

(пс1)1,466

Таблица 1.32 — Предварительный коэффициент перегрузки

№ п/с	ч	К1
		0.481	1,466
		0,517	1,576
		0,368	1,122
		0,428	1,304
		0,442	1,348

Определение для первой подстанции

(1.38)

Если? 0,9•Кмах, то принимается расчетный коэффициент перегрузки К2 =, а время перегрузки tп =, иначе принимается К2 =0,9•Кмах, а время перегрузки корректируется по выражению

Проверка:

— для первой подстанции — 1,466 > 0,9*1,466= 1,32

Условие выполняется. Принимается для подстанции 1 — К2 = 1,466 и tп = 8 ч.

— для второй подстанции — 1,576 > 0,9*1,576= 1,419

Условие выполняется. Принимается для подстанции 2 — К2 = 1,576 и tп = 8 ч.

— для третей подстанции — 1,122 > 0,9*1,122= 1,009

Условие выполняется. Принимается для подстанции 3 — К2 = 1,122 и tп = 8 ч.

— для четвертой подстанции — 1,304 > 0,9*1,304= 1,174

Условие выполняется. Принимается для подстанции 4 — К2 = 1,304 и tп = 8 ч.

— для пятой подстанции — 1,348 > 0,9*1,348= 1,213

Условие выполняется. Принимается для подстанции 5 — К2 = 1,348 и tп = 8 ч.

Из таблиц ГОСТа, /1/:

— Для первой подстанции с учетом

где — температура охлаждающей среды;

Д — система охлаждения трансформатора;

К1 — коэффициент начальной загрузки;

h — время перегрузки.

Определяется К2доп. с помощью метода интерполяции.

Проверка осуществляется по выражению

1) К2? К2доп.

К2 = 1,466 > К2доп = 1,388.

Условие не выполняется, следовательно, нужно увеличить мощность трансформатора на одну ступень и повторить расчет.

Sнт1=10 МВА Определяется коэффициент покрытия трансформаторами нагрузки подстанции:

Трансформатор не испытывает перегрузок.

б) Проверка трансформаторов на аварийную перегрузку.

Определяется коэффициент покрытия трансформаторами нагрузки подстанции:

Аналогичным образом рассчитывается коэффициент покрытия трансформаторами нагрузки для других подстанций (таблица 1.30).

По пересечению графика нагрузок и линии Кнт* определяется предварительное время перегрузки tп' .

Определяется предварительный коэффициент перегрузки по графику

.

(пс1)

1,96

Таблица 1.32 — Предварительный коэффициент перегрузки

№ п/с	ч
		1,848
		1,97
		1.943
		2,025

Определение для первой подстанции Если? 0,9•Кмах ав, то принимается расчетный коэффициент аварийной перегрузки К2 ав =, а время перегрузки tп ав =, иначе принимается К2ав =0,9•Кмах ав, а время перегрузки корректируется по выражению

Проверка:

— для первой подстанции — 1,848 > 0,9*1,848= 1.663

Условие выполняется. Принимается для подстанции 1-К2ав = 1,848 и tпав=8 ч.

Аналогично проводится проверка для остальных подстанций Из таблиц ГОСТа, /1/:

— Для третьей подстанции без учёта принимается

Проверка осуществляется по выражению К2ав? К2допав.

К2ав = 2,019 > К2допав = 1,5.

Необходимо проверить мощность отключения

Sдопав=К2допав* Sнт

Sдопав=1,5*6,3=9,45 МВА

Sотклав = Sм — Sдопав

Sотклав =14.132−9.45=4.682 МВА Проверка

,

Условие не выполняется, следовательно, необходимо увеличить мощность трансформатора на одну ступень и повторить расчет.

Sнт3=10 МВА

(пс1)1,412

Проверка:

1,412 > 0,9*1,413= 1.272

Условие выполняется. Принимается для подстанции 3-К2ав = 1,412 и tпав=8 ч.

Без учёта принимаем

Проверка осуществляется по выражению

1) К2ав? К2допав.

К2ав = 1,412 < К2допав = 1,5.

Необходимо проверить мощность отключения

Sдопав=К2допав* Sнт

Sдопав=1,583*10=15.83 МВА

Sм =14.132 МВА Допустимая мощность в аварийном режиме полностью покрывает необходимую максимальную мощность.

Окончательно принимается трансформатор Sнт3=10 МВА.

Аналогичным образом проводим расчет по перегрузкам на 150 кВ.

После проверки номинальные данные трансформаторов сводим в таблицу 1.33 и таблицу 1.34.

Таблица 1.33 — Трехфазные двухобмоточные трансформаторы класса 110 кВ

№	Тип трансформатора	Sнт, кВА	Номинальное напряжение обмоток, кВ	ДРхх, кВт	ДРкз, кВт	Uк %	Iхх %	Пределы регулирования напряжения, %
			ВН	НН
	ТДН-16 000/110			10,5			10,5	0,85	±9*1,78
	ТРДН-25 000/110			10,5			10,5	0,8	±9*1,78
	ТДН-10 000/110			10,5			10,5	0,9	±9*1,78
	ТДН-16 000/110			10,5			10,5	0,85	±9*1,78
	ТРДН-25 000/110			10,5			10,5	0,8	±9*1,78

Таблица 1.34 — Трехфазные двухобмоточные трансформаторы класса 150 кВ

№	Тип трансформара	Sнт, кВА	Номинальное напряжение обмоток, кВ	ДРхх, кВт	ДРкз, кВт	Uк %	Iхх %	Пределы регулирования напряжения, %
			ВН	НН
	ТДН-16 000/150			10,5				0,8	±8*1,5
	ТРДН-32 000/150			10,5			10,5	0,7	±8*1,5
	ТДН-16 000/150			10,5				0,8	±8*1,5
	ТДН-16 000/150			10,5				0,8	±8*1,5
	ТРДН-32 000/150			10,5			10,5	0,7	±8*1,5

1.9 Формирование схем электрических соединений вариантов сети

На выбор рационального варианта построения сети существенное влияние оказывают главные схемы электрических соединений понижающих подстанций Главная схема электрических соединений определяет основные качества электрической части станций и подстанций: надежность, экономичность, ремонтопригодность, безопасность обслуживания, удобство эксплуатации, удобство размещения электрооборудования, возможность дальнейшего расширения и т. д.

В связи с конструктивными недостатками схем на отделителях и короткозамыкателях и отрицательным воздействием их работы при коротких замыканиях на оборудование и потребителей смежных подстанций на вновь сооружаемых подстанциях эти схемы применять не рекомендуется. Поэтому в данном курсовом проекте формируются схемы на выключателях. Схемы электрических сетей приведены в приложение А.

Надежность систем рассчитывается или устанавливается на стадах проектной (конструкторской) разработки, заводских (полигонных) испытаний или при повседневной эксплуатации на объектах. Расчет надежности рекомендуется осуществлять в следующей последовательности: рассматривается принципиальная схема системы, изучается ее функционирование и связь между отдельными элементами системы; сложные системы разбиваются на подсистемы, которые, в свою очередь, делятся на группы (агрегаты), узлы (блоки); дается формулировка отказа; составляется структурная схема для расчета; составляется таблица расчета надежности; на основании данных таблицы вычисляются количественные характеристики блоков, подсистем и системы в целом.

2 Технико-экономическое сравнение вариантов схем электрической сети и выбор рационального варианта

Расчёт потерь мощности в элементах сети

1) Расчет радиально-магистрального варианта сети

а)трансформатор 110 кВ

Переменные потери мощности в трансформаторах первой подстанции

= (2.1)

Потери холостого хода в трансформаторах 1-ой подстанции

(2.2)

Расчеты по остальным подстанциям сводятся в таблицу 2.1.

Таблица 2.1 — Расчет потерь мощности в трансформаторах подстанци

№ п/с	Sм, МВА	Sнт, МВА	n	ДPxx, кВт	ДPкз, кВт	ДPт, кВт	ДPxx п, кВт
	18.476					56.672
	31.523					95.395
	14.132					59.914
	26.089					112.996
	33.694					217.975
Итого	542.952

Расчет потерь мощности в ЛЭП

Расчет переменных потерь мощности в ЛЭП радиально-магистрального варианта. Переменные потери в линии 0−1

(2.3)

Расчеты по остальным участкам сети сводятся таблицу 2.2.

Таблица 2.2 — расчет потерь в ЛЭП радиально-магистрального варианта

Участок	S, МВА	r, Ом	ДPл, МВт
0−1	52.174	9,532	2.144
0−2	31,522	21,924	1.8
0−4	40.217	20,215	2.702
4−3	14.13	10,231	0.169
1−5	33,696	20,358	1.91
Итого	8.726

• Таким образом, потери в ЛЭП составят
• ДPл = 8726 кВт
• Суммарные потери мощности в режиме максимальных нагрузок составят
• (2.4)

Расчет потерь электроэнергии

Время максимальных потерь

= (2.5)

=

Суммарные переменные и условно-постоянные потери электроэнергии в элементах сети радиально-магистрального варианта

(2.5)

(2.6)

Суммарные потери электроэнергии

(2.7)

Величину удельной стоимости потерь электроэнергии принимаем согласно тарифа на компенсацию потерь ОАО «Оренбургэнергосбыта» за март 2011 г.

=1,524 руб/кВт

Стоимость потерь электроэнергии ИДW =* ДW (2.8)

ИДW =1,524**10−3=6500 тыс. руб.

Капитальные вложения

Капиталовложения в электрическую сеть:

К= Кл+ Кпс + Кдоп (2.9)

где Клвложений на сооружение линий электропередачи, Кпс — вложений на сооружение подстанций, Кдоп — дополнительных капитальных вложений в топливно-энергетическую базу.

Примем коэффициент приведения составляющих затрат принимаемых в ценах 1990 года в цены на момент проектирования равным 61,95 и коэффициент приведения стоимости оборудования принимаемого в ценах 1990 года в цены на момент проектирования равным 58,88 на основании письма Минрегиона России от 2.03.2011 г № 4511-КК/0,8.

Суммарные капиталовложения на сооружение ЛЭП сети

(2.10)

Расчет капиталовложений в ЛЭП произведен в таблице 2.3.

Таблица 2.3 — Капвложения в ЛЭП

Участок	Число цепей	Длина участка, км	Марка провода	Ко, тыс. руб/км на 2011 г	Кл, тыс. руб
0−1		76.56	АС-120	935.445	71 617,7
0−2		104.4	АС-70	910.665	95 073,4
0−4		128.76	АС-95	910.665
4−3		48.72	АС-70	910.665	44 367,6
1−5		104.4	АС-150	607.11	63 382,3
Итого:

• Таким образом, капиталовложения в ЛЭП составляют:
• Кл = 391 698 тыс. руб.
• Суммарные капиталовложения на сооружение подстанций проектируемой сети.

(2.11)

где Kтрi — расчетная стоимость трансформаторов устанавливаемых на i-ой подстанции, КОРУ. ВНi, КЗРУ. ННi — соответственно укрупненный показатель стоимости открытого распределительного устройства со стороны высшего и низшего напряжения i-ой подстанции,

Kв — суммарная расчетная стоимость ячеек выключателей устанавливаемых на стороне ВН подстанций и на отходящих линиях РЭС Кпостi — постоянная часть затрат i-ой подстанции.

Определяем капиталовложения в трансформаторы.

Величины стоимости трансформаторов в зависимости от номинальной мощности трансформатора для класса напряжения 110 кВ. Расчет преведен в таблице 2.4.

Таблица 2.4 — Расчет капиталовложений в трансформаторы (110 кВ)

Мощность трансформатора, МВА	Стоимость одного трансформатора, тыс. руб	Количество трансформаторов	Итого
	70*58,88		8243,2
	88*58,88		20 725,8
	100*58,88
Всего:

• Таким образом, капиталовложения в трансформаторы составят:
• Ктр = 46 633 тыс. руб.
• Определяем капиталовложения в ОРУ ВН.
• Суммарная стоимость ОРУ 110 кВ составит:
• КОРУ ВН = (6.9+4*14.3)*61,95=3971 тыс. руб.
• Постоянная часть затрат на подстанции с учетом коррекции цен.
• Кпост = (4*250+1*200)*61,95 = 74 340 тыс. руб.
• Суммарные капиталовложения на сооружение подстанций проектируемой сети.
• Кв=(6*50+9*50)*61.95=46 462.5 тыс. руб.
• Кпс = 46 633+3971+46 462.5 +74 340=171406 тыс. руб.
• Дополнительные капитальные вложения в топливно-энергетическую базу, необходимые для покрытия потерь мощности и электроэнергии Кдоп.
• Kдоб.= (крм кр ксн Кст ДРм + Ктт bт ДW) (2.12)

где — коэффициент, учитывающий удаленность потребителя электроэнергии от источника питания;

крм — коэффициент, учитывающий несовпадение максимумов нагрузок потребителей сети во времени;

кр — коэффициент, учитывающий необходимость резерва мощности на электростанции;

ксн — коэффициент, учитывающий расходы мощности на собственные нужды станции;

Кст — расчетная стоимость 1кВт мощности установленной на электростанции;

ДРмпотери мощности в ЛЭП и трансформаторах сети в режиме наибольших нагрузок;

Ктт — удельные капвложения в топливную базу, учитывающие затраты на добычу и транспортировку топлива;

bт — расход условного топлива на выработку 1 кВт ч электроэнергии;

ДW — потери электроэнергии в элементах электрической сети за год.

Kдоб.=1,1*(1*1,1*1,04*60*10−3*6,03*10 210+300*10−6*28*61,75*10−3*7 651 663)*

*61,95=417 812.4 руб.

Полные капиталовложения в сеть составят К= 391 698+171406+417 812.4= 980 917.1 тыс. руб.

Эксплуатационные расходы

Эксплуатационные расходы (издержки)

И = Ил + Ипс + ИДW, (2.13)

Приведенные затраты

(2.14)

где рн — нормативный коэффициент экономической эффективности капитальных вложений 1/год, принимаемый для электроэнергетики равным 0,12, /4/.

З1 = 0,12*980 917.1+33 580.12 = 151 290.2 тыс. руб.

б) трансформатор 150 кВ Переменные потери мощности в трансформаторах первой подстанции Потери холостого хода в трансформаторах 1-ой подстанции Расчеты по остальным подстанциям сводятся в таблицу 2.5.

Таблица 2.5 — Расчет потерь мощности в трансформаторах подстанции

№ п/с	Sм, МВА	Sнт, МВА	n	ДPxx, кВт	ДPкз, кВт	ДPт, кВт	ДPxx п, кВт
	18.476					56.672
	31.523					70.355
	14.132					33.156
	26.089					112.996
	33.694					160.758
Итого	433.936

Расчет потерь мощности в ЛЭП

Расчет переменных потерь мощности в ЛЭП радиально-магистрального варианта

Переменные потери в линии 0−1

Расчеты по остальным участкам сети сводятся в таблицу 2.6.

Таблица 2.6 — Расчет потерь в ЛЭП радиально-магистрального варианта

Участок	S, МВА	r, Ом	ДPл, МВт
0−1	52.174	9,532	1,153
0−2	31,522	12,998	0,574
0−4	40.217	16,031	1,152
4−3	14.13	6,066	0,054
1−5	33,696	25,996	1,312
Итого	4,245

• Таким образом, потери в ЛЭП составят
• ДPл = 4245 кВт
• Суммарные потери мощности в режиме максимальных нагрузок составят
• Расчет потерь электроэнергии
• Время максимальных потерь
• =

Суммарные переменные и условно-постоянные потери электроэнергии в элементах сети радиально-магистрального варианта Суммарные потери электроэнергии Стоимость потерь электроэнергии ИДW =1,524**10−3=6137 тыс. руб.

Капитальные вложения

Капиталовложения в электрическую сеть определяется по формуле 2.9.

Суммарные капиталовложения на сооружение ЛЭП сети по формуле 2.10.

Расчет капиталовложений в ЛЭП производен в таблице 2.7.

Таблица 2.7 — Капвложения в ЛЭП

Участок	Число цепей	Длина участка, км	Марка провода	Ко, тыс. руб/км на 2011 г	Кл, тыс. руб
0−1		76.56	АС-120	1096.6	83 949.2
0−2		104.4	АС-120	1096.6
0−4		128.76	АС-120	1096.6
4−3		48.72	АС-120	1096.6	53 422.2
1−5		104.4	АС-120	681.45	71 143.4
Итого:

• Таким образом, капиталовложения в ЛЭП составляют
• Кл = 464 178 тыс. руб.
• Суммарные капиталовложения на сооружение подстанций проектируемой сети

Определяются капиталовложения в трансформаторы.

Величины стоимости трансформаторов в зависимости от номинальной мощности трансформатора для класса напряжения 110 кВ. Расчет сводится в таблицу 2.8.

Таблица 2.8 — Расчет капиталовложений в трансформаторы (110 кВ)

Мощность трансформатора, МВА	Стоимость одного трансформатора, тыс. руб	Количество трансформаторов	Итого
	88*58,88		31 088,6
	100*58,88
Всего:

• Таким образом, капиталовложения в трансформаторы составят:
• Ктр = 48 750 тыс. руб.
• Определяем капиталовложения в ОРУ ВН.
• Суммарная стоимость ОРУ 110 кВ составит:
• КОРУ ВН = (12.4+4*29.4)*61,95=8053.5 тыс. руб.

Постоянная часть затрат на подстанции с учетом коррекции цен

Кпост = (4*250+1*200)*61,95 = 74 340 тыс. руб.

Суммарные капиталовложения на сооружение подстанций проектируемой сети.

Кв =(6*80+9*80)*61.95=64 428 тыс. руб.

Суммарные капиталовложения на сооружение подстанций проектируемой сети

Кпс = 48 750 + 8053.5 + 64 428 + 74 340 =195 574 тыс. руб.

Дополнительные капитальные вложения в топливно-энергетическую базу, необходимые для покрытия потерь мощности и электроэнергии Кдоп.

Kдоб.=1,1*(1*1,1*1,04*60*10−3*6,03*4572+300*10−6*28*61,75*10;

— 3*)*

*61,95=280 827.2 тыс. руб.

Полные капиталовложения в сеть составят

К= 464 178+195574+280 827.2= 940 579.6 тыс. руб.

Эксплуатационные расходы (издержки)

Приведенные затраты

З2 = 0,12*940 579.6+ 37 517.77 = 150 387.3 тыс. руб.

Аналогичным образом рассчитывается смешанный вариант сети на 150 кВ.

2.1 Выбор рационального варианта сети

Приведенные затраты для радиально-магистрального варианта составляют З1 = 151 290.2 тыс. руб.

З2 = 150 387.3 тыс. руб.

Приведенные затраты для смешанного варианта составляют З3 =186 650 тыс. руб.

Разница в приведенных затратах

Что относительно варианта с наименьшими затратами в процентах составляет К дальнейшему проектированию принимается вариант, обладающий минимальными приведенными затратами. Разница между приведенными затратами по вариантам (радиальная сеть 110 и радиальная сеть 150) составляет 0.6%, эти варианты считаются равноэкономичными. В этом случае выбор рационального варианта сети осуществляется по техническим характеристикам, таким как: возможность дальнейшего развития с учетом фактора роста нагрузок; удобства эксплуатации; потери электроэнергии и другие факторы. Если при этом сравниваемые варианты имеют различное номинальное напряжение, то предпочтение следует отдать варианту с большим напряжением.

Таким образом, для дальнейшего проектирования следует принять радиальный вариант сети на 150 кВ.

3 Электрический расчёт выбранного варианта в режиме максимальных нагрузок

3.1 Формирование схемы замещения сети и определение ее параметров

Электрический расчёт сетей осуществляется на основе математических моделей сетей — схем замещения.

Схема замещения смешанного варианта приведена в приложение В.

3.2 Расчёт зарядных мощностей ЛЭП в нормальном режиме максимальных нагрузок