Проектирование районной электрической сети

Потери мощности в линиях определяются по формулам:

       

Где: Р и Q – активная и реактивная мощности, передаваемые по линиям; R и Х – активное и реактивное сопротивление проводов ЛЭП.

Расчеты потерь энергии на участках линии сводим в таблицу 3.10.

Таблица 3.19.Результаты расчётов потерь мощности в линиях

Параметры	ТЭЦ-ПСМ	ПСМ-СС	СС-КЭС	КЭС-Г
Р, МВт	36.61	18.61	6.32	70.41
Q, МВар	17.33	23.09	31.09	26.51
Uн, кВ	115	115	115	115
DP, МВт	0.17	0.42	0.36	2.87
DQ, Мвар	0.602	1.42	1.23	9.707

На основании всех полученных данных определяем распределение мощности в схеме №-5 с учетом потерь в линиях.

3.12 Потокораспределение мощности в схеме №-5 в аварийных режимах.

Проверим обеспечение питания  всех потребителей радиальной сети в  аварийных режимах при обрыве проводов на головных участках сети, т.к. провод характеризуется предельной пропускаемой активной мощностью, то проверку обеспечения электроэнергией всех потребителей в аварийных режимах моно вести по распределению только активной мощности.

3.12.1. Аварийный режим 1.

Режим 1: найдем распределение мощности в аварийном режиме при обрыве провода на участке КЭС-Г

Наибольший ток послеаварийного  режима определим по формуле:

Где: Р – активная мощность передаваемая по участку сети.

Расчеты сведем в таблицу 3.11.

Таблица 3.20. Расчет токов в аварийном режиме при обрыве на участке сети КЭС-СтС

Параметры	ТЭЦ-ПСМ	ПСМ-СС	СС-КЭС	КЭС-Г
Р, МВт	36.78	19.03	3.61	73.28
cosj	0,95	0,95	0,95	0,95
Imax, А	203	105	19	404

Длительно допустимый ток для проводов АС-240/32 равен 605 А. таким образом выбранный  провод на всех участках удовлетворяет  условию:

 

 

 

 

 

 

3.12.2. Аварийный режим 2.

Режим 2:найдем распределение мощности в аварийном режиме при обрыве провода на участке ТЭЦ-ПСМ.

Таблица 3.21. Расчет токов в аварийном режиме при обрыве на участке сети КЭС-Г

Параметры	ТЭЦ-ПСМ	ПСМ-СС	СС-КЭС	КЭС-Г
Р, МВт	36.78	19.03	3.61	73.28
cosj	0,95	0,95	0,95	0,95
Imax, А	203	105	19	404

Длительно допустимый ток для проводов АС-240/32 равен 605 А. таким образом выбранный  провод на всех участках удовлетворяет  условию:

3.13 Расчет потерь напряжения на участках сети и напряжения в узлах схемы №-1.

Расчет потерь напряжения на участках схемы.

Участок ТЭЦ-ПСМ.

Допустимая потеря напряжения на участках линий сети на должна превышать 5-7% от номинального напряжения участка, т.е.

Участок МО-КЭС.

 

 

 

Участок КЭС-СС.

Участок КЭС-Г.

Все произведенные расчеты сведем в таблицу 3.13.

Таблица 3.22 Потери напряжения на участках сети.

	ТЭЦ-ПСМ	ПСМ-СС	СС-КЭС	КЭС-Г
Рн, МВт	36.61	18.61	6.32	70.41
Qн, МВар	17.33	23.09	31.09	26.51
R	1.44	6.36	4.8	6.72
X	4.86	21.465	16.2	22.68
DU’, кВ	0.59	5.33	4.64	4.67
DU”, кВ	0.66	2.19	0.4	6.16
DU кВ	0.88	5.76	4.6	7.73

 

3.14 Годовые потери электроэнергии.

Определяем потери электроэнергии в проводах линий.

(было определено при расчете  схемы №-1).

Тогда потери в проводах линии запишем  в таблице 3.23.

Таблица 3.23. Расчет потерь в проводах линий сети.

	ТЭЦ-ПСМ	ПСМ-СС	СС-КЭС	КЭС-Г	å
ΔР, МВт	0.17	0.42	0.36	2.87	3.82
W, МВт*ч	773	1909.74	1637	13050	17370

 

Потери энергии в двухобмоточных трансформаторах будут такими же как при прошлом расчете, т.е.:

Потери в батареях конденсаторов  будут равными потерям, определенным в предыдущем расчете, т.е.:

Суммарные годовые потери электроэнергии за год составят:

3.15 Регулирование напряжения в сети.

Расчет регулирования напряжения в сети схемы №-5 проводим аналогично произведенному расчету схемы №-1 и результаты полученных вычислений записываем в таблицу 3,24.

Таблица 3.24. Регулирование напряжения в схеме №-5.

Потребитель.			n			Uн о.е. , %
ПС ПСМ.	113.2	108.01	4	106.81	10.61	1.061
ПС СС	109.24	106.91	4	106.81	10.5	1.05
ПС Г	107.27	97.77	9	96.51	10.6	1.06

 

4. Технико-экономическое сравнение вариантов схем.

В результате укрупнённого сравнения  вариантов схем сети на начальном  этапе курсового проектирования ряд вариантов был исключён из дальнейшего проектирования. Оставшиеся варианты в результате проработки раздела проекта, связанного с определением технических параметров элементов сети, должны быть подвергнуты технико-экономическому сопоставлению.

Экономическим критерием по которому определяют целесообразный вариант, является минимум приведённых затрат, руб./год, вычисленных по формуле:

З = Ен × Кi + Иi

где i – номер вариантов;

Ен – нормативный коэффициент сравнительной эффективности капительных вложений, Ен = 0,1;

Кi – единовременные капительные вложения в сооружаемые объекты i-го варианта сети;

Иi – ежегодные эксплуатационные издержки i-го варианта сети.

Использование выражения 49 предпологает, что сооружение проектируемой сети производится в течение года.

Порядок определения приведённых  затрат:

• капитальные вложения определяются по всем вариантам при обязательном условии исключения одних и тех же элементов сети, которые повторяются во всех варианта;
• определяются ежегодные издержки на обслуживание и амортизацию сети по вариантам;
• определяются ежегодные затраты на возмещение потерь электроэнергии;
• определяются приведённые затраты по вариантам;
• целесообразным считается вариант, у которого минимальные приведённые затраты.

4.1 Капиталовложения в сооружение электрической сети.

Капиталовложения на сооружение сети К_å являются суммой затрат на сооружение линий К_åЛ и подстанций К_åПС:

Суммарные капиталовложения на сооружение понижающих подстанций К_åПС определяются как:

Где: – суммарная стоимость трансформаторов;

При выборе по вариантам однотипных трансформаторов эту составляющую можно не учитывать.

– суммарная стоимость РУ;

– суммарная стоимость дополнительных устройств.

К дополнительному оборудованию, устанавливаемому на понижающих подстанциях, относятся  синхронные компенсаторы и шунтовые конденсаторные батареи.

4.2 Ежегодные эксплуатационные расходы.

Рассчитываются:

Где – ежегодные издержки на амортизацию и обслуживание элементов сети;

 – затраты на компенсацию потерь электроэнергии в проектируемой сети за год эксплуатации.

Где , - общие нормы отчислений от капиталовложений соответственно для линий и подстанций, = 0,028, = 0,094

Величина  зависит от протекающего в продольной ветви тока (от передаваемой мощности через элемент), и поэтому эти потери называются условно-переменными. - не зависит от передаваемой мощности, и поэтому эти потери называются условно-постоянными.

Варианты сооружения сети, как видно из расчетов, являются равноэкономичными. Поэтому дальнейший выбор варианта схемы районной электрической сети из числа двух рассматриваемых необходимо выполнять по дополнительным критериям, таким, как перспективность схемы, удобство эксплуатации, дефицитность материалов и оборудования, серийность применяемого оборудования и т.п. С точки зрения надежности и распределения мощностей в аварийных режимах более подходящим вариантом исполнения является схема сети №-1.

Все расчёты сведены в таблицу 4.1.

Таблица 4.1.Технико-экономическое сравнение вариантов схем