4.4. Расчет основного режима максимальных нагрузок одного из элементов сети.

б) Рассчитаем ветвь 4-9, при известных U₁ =235,4 кВ и S₂ =33,2+j22,311МВА. Необходимо найти U₂ и S₁.

Составим расчетную схему (рис.15)

Рисунок 16.

I этап: определение мощностей в ветвях при напряжении сети равном номинальному.

МВА

S’₄₉ = S”₄₉+ΔS₄₉ = 33,2+j22,311+0,093+j2,62= 33,293+j24,931МВА

S₄ = S’₄₉+ΔS_хх.э = 33,293+j24,931+0,1+j0,72 = 33,393+j25,651 МВА

II этап: определение напряжения в узлах при найденных мощностях.

кВ

кВ

кВ

Токи:

кА

I₄₉ = I₉ = 0,082-j0,0,061 кА

А

I₄ = I₄₉+I_хх = 82-j61+0,245-j1,76= 82,245-j62,76 А

Токи линии:

=1,325А

А

5. Регулирование напряжения в электрической сети.

В качестве основного средства регулирования напряжения принимаются трансформаторы с регулированием рабочих ответвлений под нагрузкой.

В основном режиме работы сети необходимо обеспечить поддержание напряжения на шинах низшего напряжения трансформаторных подстанций в пределах 1,05∙U_ном. Это достигается выбором ответвлений трансформаторов. Требуемое желаемое напряжение ответвления обмотки высшего напряжения трансформатора

,

где U’₂ – напряжение на низшей стороне трансформатора, приведенное к высшей;

U_ном.н – номинальное напряжение обмотки низшего напряжения трансформатора;

U_2ж – напряжение на шинах низшего напряжения трансформаторной подстанции, которое необходимо поддержать при данном режиме.

По желаемому напряжению ответвления выбирается ближайший номер стандартного ответвления трансформатора и рассчитывается действительное напряжение на шинах низшего напряжения подстанции:

;

;

,

где U_о.с. – стандартное напряжение регулировочного ответвления обмотки высшего напряжения трансформатора;

U_ст – напряжение ступени регулирования в процентах от номинального напряжения обмотки ВН.

1. Максимальный рабочий режим сети.

а) Для 1-ой подстанции

кВ

≈ 2

кВ

кВ

б) Для 2-ой подстанции

кВ

≈ 2

кВ

кВ

в) Для 3-ей подстанции

кВ

≈2

кВ

кВ

г) Для 4-ой подстанции

кВ

≈ 2

кВ

кВ

д) Для 5-ей подстанции

кВ

≈ 2

кВ

кВ

2. Минимальный рабочий режим сети.

а) Для 1-ой подстанции

кВ

≈ -3

кВ

кВ

б) Для 2-ой подстанции

кВ

≈ -2

кВ

кВ

в) Для 3-ей подстанции

кВ

≈ -2

кВ

кВ

г) Для 4-ой подстанции

кВ

≈ -2

кВ

кВ

д) Для 5-ей подстанции

кВ

≈ -1

кВ

кВ

В утяжеленном режиме максимальных нагрузок необходимо обеспечить номинальное напряжение, а минимальных – напряжение, равное 0,95∙U_ном на шинах низшего напряжения трансформаторной подстанции.

3. Максимальный утяжеленный режим сети.

а) Для 1-ой подстанции

кВ

б) Для 2-ой подстанции

кВ

≈ 1

в) Для 3-ей подстанции

кВ

г) Для 4-ой подстанции

кВ

≈ -1

д) Для 5-ей подстанции

кВ

≈ 7

4. Минимальный утяжеленный режим сети.

а) Для 1-ой подстанции

кВ

≈ -8

б) Для 2-ой подстанции

кВ

≈ -5

в) Для 3-ей подстанции

кВ

≈ -2

г) Для 4-ой подстанции

кВ

≈ -7

д) Для 5-ей подстанции

кВ

≈3

6. Основные технико-экономические показатели спроектированной сети.

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

В данном курсовом проекте определяются следующие основные технико-экономические показатели: капиталовложения на сооружение линий электропередачи, подстанций, компенсирующих устройств и сети в целом; ежегодные (текущие) расходы по линиям, подстанциям, компенсирующим устройствам и сети в целом; себестоимость передачи электроэнергии по ЛЭП; удельные капиталовложения 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.

Капитальные вложения на сооружение ЛЭП определяются по формуле

, тыс. р.

где n – число воздушных линий электропередачи сетевого района;

К_у.л.i – удельная стоимость 1 км воздушных линий ЛЭП с учетом климатических условий, тыс. р./км;

k_m – территориальный поясной коэффициент (k_m = 1 , [2, табл.9.1]).

К_у.л.i = 23,8∙1,15∙1,32 = 36,1284 тыс. р./км

К_у.л.i = 41,3∙1,15∙1,32 = 62,6934 тыс. р./км, где 1,15; 1,32 – поправочные коэффициенты к стоимости сооружения воздушных линий.

Капиталовложения на сооружение подстанций определяются по укрупненным показателям стоимости (УПС) открытых распределительных устройств 35-220 кВ (ОРУ), закрытых распределительных устройств 6-10 кВ (ЗРУ), трансформаторов и компенсирующих устройств. К подученной стоимости добавляется постоянная часть затрат на сооружение подстанций.

Капиталовложения на сооружение подстанций определяются по формуле

,

где К_т.i, К_я.j, К_ку.f, - стоимость трансформаторов, ячеек ОРУ с выключателями разных напряжений, компенсирующих устройств соответственно; m, l, f, c – число трансформаторов, ячеек ОРУ с выключателями разных напряжений, компенсирующих устройств подстанций соответственно; К_п – постоянные затраты подстанции.

К_т.i = 169;193 тыс.р. [1.3, табл. 9.19]

К_ку.i = 0

К_п = 240∙2+360∙2+460 = 1660 тыс.р. [1.3, табл. 9.35]

К_я = n_зру∙ К_зру+ n_ору∙ К_ору+ n_м∙ К_м+ n_бл∙ К_бл,

где n_зру, n_ору, n_м, n_бл – количество ОРУ, ЗРУ, мостиков, блочных схем соответственно; К_зру, К_ору, К_м, К_бл – капиталовложения на ОРУ, ЗРУ, мостики, блочные схемы соответственно.

Для определения капиталовложений на сооружение ЗРУ необходимо определить количество линий, отходящих от шин понизительных подстанций. Условно по одной линии в нормальных режимах сети при напряжении 6 кВ передается 2…3 МВА, а при 10 кВ – 3…4 МВА.

Таким образом

n_ол1 = 92/4+0+2 = 26

n_ол2 = 75/4+0+2 =22

n_ол3 = 60/3+0+2 =22

n_ол4 = 40/3+0+2 =16

n_ол5 = 50/3+0+2=20 ,

где второе слагаемое - количество присоединяемых компенсирующих устройств, третье – количество секционных выключателей.

К_зру = 95 тыс.р.[1.3, табл.9.17]; n_ору∙К_ору = 4∙180+105= 825 тыс.р.[1.3, табл.9.14];

К_я = n_зру∙ К_зру+ n_ору∙ К_ору+ n_м∙ К_м = 5∙95+825+5∙180 = 2200 тыс.р.

Тогда

тыс.р.

Также необходимо учесть стоимость ремонтно-производственных баз (РПБ). Капиталовложения на создание РПБ можно приближенно определить исходя из расчета, что на одну условную единицу сети приходится 180 р.

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

,

где К_Б.л = n_уе.лэп∙180∙L = 1,5∙180∙ =

=74,638 тыс.р.

К_Б.т = n_уе.т∙180∙N = 35∙180∙10 = 63 тыс.р.

К_Б.35 = n_уе.35∙180∙N = 4,8∙180∙5 = 4,32 тыс.р.

Тогда

К_Б =141,959 тыс.р..

Таким образом стоимость спроектированной сети

К_с = К_л+ К_пс+ К_Б = 21527,82+14446+141,959 = 36115,779 тыс.р.

С учетом коэффициента индексации К_с = 36115,779 ∙6500 = 234752563,5 тыс.р.

Ежегодные эксплуатационные 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.

,

где n, m, f – число ЛЭП, трансформаторных подстанций, компенсирующих устройств соответственно; α_а.л.j, α_а.пс.i, α_а.ку.k – нормы амортизационных отчислений на воздушные ЛЭП, трансформаторные подстанции, компенсирующие устройства в процентах [1.3, табл. 8.2].

тыс.р.

Отчисления на обслуживание идут на покрытие расходов, связанных с текущим ремонтом, зарплатой обслуживаемого персонала и другими расходами.

,

где α_о.л.j, α_о.пс.i, α_о.ку.k – нормы отчислений на ЛЭП, трансформаторные подстанции и компенсирующие устройства [1.3, табл. 8.2].

тыс.р.

Для определения размеров отчисления на возмещение стоимости потерь С_п необходимо знать потери электрической энергии в элементах электрической сети.

Потери электроэнергии рассчитываются по формуле

,

где ΔР’_м.ij, ΔР”_ij – потери мощности в элементах сети, зависящие и независящие от нагрузки.

Определим время наибольших потерь τ

ч

ч

ч

ч

ч

ч

ч

ч

ч

ч

ч

ч

Определим потери электроэнергии в элементах сети

ΔW_12,1 = 4370,3∙1,126+8760∙0= 4920,957 МВт∙ч/год

ΔW_1,2 = 2405,3∙0,0232+8760∙0= 55,803 МВт∙ч/год

ΔW_2,3 = 2405,3∙0,09732+8760∙0= 234,084 МВт∙ч/год

ΔW_3,12= 2358∙0,5754+8760∙0= 1356,793 МВт∙ч/год

ΔW_1,4= 3411∙0,0282+8760∙0= 96,19 МВт∙ч/год

ΔW_12,5 = 3979,5∙0,05396+8760∙0= 214,734 МВт∙ч/год

ΔW_12,11= 3491∙0,4548+8760∙0 = 1587,707 МВт∙ч/год

ΔW_1,6 = 5248∙0,3328+8760∙0,23 = 3761,334 МВт∙ч/год

ΔW_2,7= 2405,3∙0,2194+8760∙0,204 = 2314,783 МВт∙ч/год

ΔW_3,8= 2314,4∙0,1971+8760∙0,146= 1735,128 МВт∙ч/год

ΔW_4,9= 3411∙0,08718+8760∙0,12 = 1348,57 МВт∙ч/год

ΔW_10,5 =3979,5∙0,1315+8760∙0,125 = 2713,3 МВт∙ч/год

Определим удельные приведенные затраты для значений τ/α_м и Т_г [1.3, рис. 8.2]. Все значения сведем в таблицу.

Таблица 7.

ветвь		τ, ч/год	Тма, ч/год	ΔW’, МВт∙ч/год	ΔW”, МВт∙ч/год	ΔW, МВт∙ч/год	τ/αм	З’э, коп/(кВт∙ч)	З”э, коп/(кВт∙ч)
12	1	4370,3	5823,25	4920,957	0	4920,957	4910	1,8	1,2
1	2	2405,3	4000	55,803	0	55,803	2703	2,4	1,2
2	3	2405,3	4000	234,084	0	234,084	2703	2,4	1,2
3	12	2358	3948,28	1356,793	0	1356,793	2649	2,45	1,2
12	5	3979,5	5500	214,734	0	214,734	4471	1,9	1,2
1	4	3411	5000	96,19	0	96,19	3833	2,1	1,2
6	1	5248	6500	1746,53	2014,804	3761,334	5897	1,75	1,2
7	2	2405,3	4000	527,723	1787,04	2314,763	2703	2,45	1,2
8	3	2314,4	3900	456,168	1278,96	1735,128	2600	2,4	1,2
9	4	3411	5000	297,37	1051,2	1348,57	3833	2,1	1,2
10	5	3979,5	5500	523,3	1095	2713,3	4471	1,9	1,2
12	11	3491	5072,7	1587,707	0	1587,707	3922	2,2	1,2
Итого					7227,004	20339,36

Сумма отчислений на возмещение стоимости потерь электроэнергии определяется по формуле

Тогда эксплуатационные расходы равны

С = 1441,21 + 375,03 + 32,715 = 1848,955 тыс.р.

С учетом коэффициента индексации К_с = 1848,955 ∙8400 = 15531222 тыс.р.

Себестоимость передачи электроэнергии является одним из основных технико-экономических показателей электрических систем. Она может быть определена по формуле

,

где W – количество электроэнергии, передаваемой через элемент сети за год;

С – эксплуатационные расходы на элемент системы.

Определим количество электроэнергии, передаваемой через ЛЭП.

W_л = ∑Р_м.л∙Т_ма.л = 139,9∙5823,25+24,02∙4000+41,74∙4000+96,05∙3948,28+42,76∙5500+

+33,4∙5000+83,32∙5072,7= 2281782,3 МВт∙ч

Рассчитаем себестоимость передачи 1 кВт∙ч электроэнергии на 100 км линии сетевого района

Сравнивая полученное значение со средним значением себестоимости можно сделать вывод, что спроектированная сеть будет менее экономичной.

Определим себестоимость передачи электроэнергии по сети.

Определим удельные капитальные вложения, отнесенные к 1 кВт мощности линии

и к 1 кВт мощности нагрузки на 1 км длины линии

Сравнивая полученное значение со средним значением удельных капитальных вложений можно сделать вывод, что затраты на спроектированную сеть будут выше среднего.