Эскизный проект районной электрической сети напряжением от 35 до 220кВ. Рассматривается электроснабжение шести пунктов потребления электроэнергии от одного источника – районной электростанции.

Индексы цен для разных составляющих капиталовложений (строительно-монтажные работы, оборудование и др.) отличаются друг от друга. В соответствии с этим приведение к ценам 2003 года осуществим следующим образом:где kсмр, kоб и kпр – доли затрат соответственно на строительно-монтажные работы, технологическое оборудование и прочие работы в общих капиталовложениях.Общие капиталовложения составят:Ежегодные отчисления на ремонт и обслуживание линий и подстанций равныал% = 0,8 %, апс% = 4,9 % [4]. Тогда издержки на эксплуатацию линий и подстанций:Стоимость годовых потерь энергии и суммарные издержки:Приведенные затраты на строительство и эксплуатацию сети:Расчет приведенных затрат в радиально-магистральной сети.Согласно [4], подстанция №2, 5,6 в радиально-магистральной сети является тупиковой, а подстанции №3 и 4 проходной. Выбираем для подстанций №2,5,6 схему ОРУ «Два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий» напряжением 110 кВ и стоимостью На подстанции №3 и 4 «Мостик с выключателем в цепях линий и ремонтной перемычкой со стороны линий» напряжением 110 кВ и стоимостью =Постоянная часть затрат на подстанции На подстанции №3 и 4 установлено КУ их стоимость составляет Тогда суммарные капитальные вложения в строительство подстанций составят:Выбираем для всех линий сети стальные свободностоящие опоры. Стоимость АС-70 для двухцепной линии напряжением 110 кВ в источнике [4] отсутствует. Поэтому определим ее методом экстраполяции по данным табл. 8.5 [4]. Согласно этой таблице, стоимость сооружения 1 кмдвухцепной линии на стальных свободностоящих опорах в ценах 1991 года составит для сечения 300мм2Кл300=88 тыс. руб/км, а для сечения 400 мм2Кл400 = 97 тыс. руб/км. Тогда искомая стоимость строительства линий АС-70 в ценах 1991 года:Суммарные капиталовложения в строительство линий равны:Приведем капиталовложения к ценам 2003 года: Общие капиталовложения составят:Ежегодные отчисления на ремонт и обслуживание линий и подстанций равныал% = 0,8 %, апс% = 4,9 % [4]. Тогда издержки на эксплуатацию линий и подстанций:Стоимость годовых потерь энергии и суммарные издержки:Приведенные затраты на строительство и эксплуатацию сети:Расчет приведенных затрат в смешенной сети.Согласно [4], подстанция №6 в смешенной сети является тупиковой, а остальные подстанции проходными. Выбираем для подстанций №6 схему ОРУ «Два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий» напряжением 110 кВ и стоимостью На подстанции №2, 3,4, 5 «Мостик с выключателем в цепях линий и ремонтной перемычкой со стороны линий» напряжением 110 кВ и стоимостью =Постоянная часть затрат на подстанции На подстанции №3 и 4 установлено КУ их стоимость составляет Тогда суммарные капитальные вложения в строительство подстанций составят:Выбираем для всех линий сети стальные свободностоящие опоры. Стоимость АС-70 для двухцепной линии напряжением 110 кВ в источнике [4] отсутствует. Поэтому определим ее методом экстраполяции по данным табл. 8.5 [4]. Согласно этой таблице, стоимость сооружения 1 кмдвухцепной линии на стальных свободностоящих опорах в ценах 1991 года составит для сечения 300мм2Кл300=88 тыс. руб/км, а для сечения 400 мм2Кл400 = 97 тыс. руб/км. Тогда искомая стоимость строительства линий АС-70 в ценах 1991 года:Суммарные капиталовложения в строительство линии 5 равны:Согласно таблице, стоимость сооружения 1 кмодноцепной линии на стальных свободностоящих опорах в ценах 1991 года составит для сечения 300мм2Кл300=54 тыс. руб/км, а для сечения 400 мм2Кл400 = 59 тыс. руб/км. Тогда искомая стоимость строительства линий АС-240 в ценах 1991 года:Приведем капиталовложения к ценам 2003 года: Общие капиталовложения составят:Ежегодные отчисления на ремонт и обслуживание линий и подстанций равныал% = 0,8 %, апс% = 4,9 % [4]. Тогда издержки на эксплуатацию линий и подстанций:Стоимость годовых потерь энергии и суммарные издержки:Приведенные затраты на строительство и эксплуатацию сети:Результаты расчетов сведены в таблицу 17.Таблица 17- Технико-экономические показатели№ вариантаКапитальные затраты,тыс. рубЕжегодные издержки, млн. руб.У, тыс. рубЗ,млн. рубКwКпсКИwИпсИ13,256,8114,72369,9191,1723,296,8115,59919592,6932,636,8114,94193,6280,49По всем показателям самым экономически выгодным вариантом является смешанная сеть.Расчет установившихся режимов электрической системы и выбор устройств регулирования напряженияРежим максимальных нагрузок.На предыдущем этапе в качестве окончательного варианта была выбрана смешанная сеть. Полная схема замещения этой сети представлена на рис. 13, а схема замещения с расчетными нагрузками – на рис. 14.Рис. 13. Полная схема замещения разомкнутой сетиРис. 14. Схема замещения разомкнутой сети с расчетными нагрузками подстанцийСопротивления линий, по данным таблицы 5.6, составляют Ом Сопротивления и условно-постоянные потери трансформаторов подстанций определены на этапе 7 и составляют узел 6: узел 1: узел 2: Определим мощности на головных участках сети. Линия Л3:Линия Л4:Определим мощности на остальных участках сети:узел 5: узел 4: узел 3: Значения мощности определенные по правилу моментов и по первому закону Кирхгофа, совпали, что подтверждает правильность проведенных расчетов. Направление необходимо изменить так как присутствует отрицательный знак.Так как активная и реактивная мощности в линиях меняют направление при переходе через узел 5, то точкапотокораздела по активной и реактивной мощности совпадают и находятся в этом узле.Рассчитаем напряжения в узлах сети на основе рис. 14. Согласно исходным данным, напряжение на шинах РЭС в нормальном режиме максимальных нагрузок равно , то есть Расчет начнем с линии Л1. Продольная и поперечная составляющие падения напряжения в этой линии равны:Тогда напряжение равно:Расчет напряжений для остальных линий сведем в таблицу 18.Таблица 18 - Расчет напряжений в линиях электропередач№ линииМощность, по которой определяются потери напряженияНапряжение в начале линииНапряжение в конце линии1-0,03090,0768724,1413,05134,7494,27140,44760,336454,1413,05164,1413,05174,1413,051Продольная и поперечная составляющие падения напряжения в трансформаторах подстанции №1 равны:Тогда получим:Расчет напряжений для остальных подстанций сведем в таблицу 19.Таблица 19 - Расчет напряжений на подстанциях№ подстанции МВА112125,6728,67109,8710,512121,22,664,75299,510,653–13094121,66,2234,723113,410,565121,22,664,75299,510,656121,22,664,75299,510,65Допустимый диапазон напряжений на стороне низкого напряжения подстанций составляет (1,05 ÷ 1,1)Uн,ном = (1,05 ÷ 1,1)∙10 = 10,5 ÷ 11 кВ. Из таблицы 23 видно, что в этот диапазон попали все напряжения. Вычислим токи в линиях по мощностям и напряжениям полученным в ходе точного электрического расчёта: Все линии в нормальном режиме максимальных нагрузок удовлетворяют условию проверки по допустимому нагреву.Определение технико-экономических показателей спроектированной сетиПоскольку в главе 9 были учтены все составляющие затрат кроме ЗРУ и трансформаторов, то определим их стоимость. Стоимость трансформаторов Ктр = 400*2=800 тыс. рубСтоимость ЗРУ определяется как произведение стоимости одной ячейки на их количество. Стоимость ячейки ЗРУ 10 кВ (низшее напряжение подстанции) в ценах 1991 года Кяч = 4,6 тыс. руб. Число отходящих линий nотх определяется через их пропускную способность Sпр, которая при 10 кВ – 3…4 МВ∙А. Так, для подстанции №1 минимальное число отходящих линий:В действительности отходящих линий должно быть больше: трансформаторы ТРДЦН-80000/110 имеют расщепленную обмотку низкого напряжения, поэтому в ЗРУ будет 4 секции шин, от каждой из которых должно отходить несколько линий. Произвольно приняв, что от каждой секции отходит 5 линий, получим nотх = 5∙4 = 20. Кроме того, на каждую пару секций шин приходится по одной ячейке с секционным выключателем. Тогда общее число ячеек с выключателями и стоимость ЗРУ в ценах 1991 года для подстанции №1 составят:Аналогичные расчёты проведём для остальных подстанций и сведём их в таблицу 20.Таблица 20 - Стоимость ЗРУ№ подстанции 124Стоимость ЗРУ i подстанции ,на 1991 год.101,2101,2101,2 Определим суммарные капиталовложения на строительство ЗРУ:Приведем капиталовложения к ценам 2003 года:Тогда окончательные капиталовложения определятся:Потери активной мощности в элементах сети определены на стадии точного электрического расчета. Для наглядности сведем эти потери в таблицу 21.Таблица 21- Потери активной мощности в элементах сети№ линии или подстанции1234560,00019750,39730,63870,014740,132460,645320,17890,01613–0,030920,0243540,0321430,10,1_0,10,1Суммарные потери активной мощности:Прежде, чем рассчитывать издержки, необходимо определить потери электроэнергии. Эти потери определяются по тем же формулам, что и в разделе 8, с учетом изменившихся потерь активной мощности. Результаты расчета приведены в таблице 22.Таблица 22- Потери энергии в элементах спроектированной сетиНомер линии или подстанции1234560,78611581209229,01190,252244,85711,825,4–60,861369,24955,69876876–876876876Суммарные годовые потери энергии в сети равны:Стоимости 1 МВтч потерь энергии остаются такими же, как и в разделе 9. Тогда стоимость годовых потерь энергии равнаИздержки на эксплуатацию линий остаются такими же, как в разделе 8. Издержки на эксплуатацию подстанций:Суммарные издержки на эксплуатацию сети равны:Активная мощность и энергия, отпущенные от источника питания, равны:где Pi – активные мощности потребителей; Wi – электроэнергии, потребляемые нагрузками за год и рассчитанные в разделе 5.Потери активной мощности и энергии, выраженные в процентах от соответственно мощности и энергии, отпущенной от источников питания, равны:Себестоимость передачи электроэнергии равна:ЗаключениеВ данной курсовой работе было выполнено следующее:- составлен баланс активной и реактивной мощностей;- составлены варианты схем соединений сети;- рассчитано приближённое потокораспределение;- выбрано номинальное напряжение и схемы подстанции;- выбраны сечения проводов по условиям экономичности;- выбраны трансформаторы на подстанциях;- рассчитаны потери электроэнергии в элементах сети;- определен ущерб от перерывов в электроэнергии;- определены технико-экономические показатели спроектированной сети.Библиографический список1. Герасименко, А. А. Передача и распределение электрической энергии /А. А. Герасименко, В. Т.Федин. – 2-е изд. – Ростов н/Д.: Феникс; Красноярск:Издательские проекты, 2008. – 720 с.2. Ершевич, В. В. Справочник по проектированию электроэнергетических систем / В. В. Ершевич, И. М. Зейлигер ; под.ред. С. С. Рокотян, И. М. Шапиро. – М.: Энергоатомиздат, 1985. – 352 с.3. Неклепаев, Б. Н. Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования : учеб.пособие для вузов / Б. Н. Неклепаев, И. П.Крючков. – М. : Энергоатомиздат,1989. – 608 с.4. Электрические системы. Электрические сети. Т. II / под ред. В. А. Веникова. – М. :Высш. шк., 1971. – 438 с.5. Мельников, Н. А. Электрические сети и системы / Н. А. Мельников. – М. : Энергия, 1975. – 463 с.6. Солдаткина, Л. А. Электрические сети и системы / Л. А. Солдаткина. –М. : Энергия, 1978. – 216 с.7. Маркович, И. М. Режимы энергетических систем / И. М. Маркович. –М. : Энергия, 1969. – 352 с.8. Боровиков, В. А. Электрические сети энергетических систем : учебник для техникумов / В. А. Боровиков. – Л. : Энергия, 1977. – 392 с.9. Блок, В. М. Пособие к курсовому и дипломному проектированию дляэлектроэнергетических специальностей : учеб.пособие для студентов вузов /В. М. Блок, Г. К. Обушев, Л. Б. Паперно и др. – М. : Высш. шк., 1990. – 384 с.10. Поспелов, Г. Е. Электрические системы и сети. Проектирование/ Г. Е. Поспелов, В. Т. Федин. – Минск: Вышэйшая школа, 1988. – 310 с.11. Шубенко, В. А. Учебное пособие по проектированию сетей электрических систем / В. А. Шубенко. – Томск, 1961. – 76 с.12. Расчеты и анализ режимов работы сетей / под ред. В. А. Веникова. –М. : Энергия, 1974. – 333 с.13. Петренко, Л. И. Электрические сети. Сборник задач / Л. И. Петренко. – Киев :Вища школа, 1976. – 215 с.14. Шубенко, В. А. Примеры по курсу «Электрические сети и системы» / В. А. Шубенко. – Красноярск; КПИ, 1975. – 128 с.15. Арзамасцев, Д. А. Модели оптимизации и развития энергосистем /Д. А. Арзамасцев, А. В. Липес, А. Л. Мызин. – М.: Высш. шк., 1987. – 272 с.