Расчет электрической сети района нагрузок

Кл 13 = 42·57·2·50 = 239 400 тыс.руб.,

Кл  = 297 000 + 205 000 + 239 400= 716 600 тыс.руб.

 Расчет капиталовложений на  сооружение подстанций

 

Номер п/ст	Наименование и тип элементов подстанции	Количество оборудования	Стоимость, тыс.руб.
			Единицы	Всего:
ПС2	РУВН 110 Кв (выключатели э/г)   РУНН (вакуумн) 10 Кв   Трансформатор (ТРДН-25000/110)   Постоянная часть затрат	7     3   2     По РУВН	290     6   222     360	101500     900   22200     18000
Итого по ПС2:				142600
ПС1	РУВН 110 Кв (выключатели э/г)   РУНН (вакуумн) 10 Кв   Трансформатор (ТДН-16000/110)   Постоянная часть затрат	7     6   2     По РУВН	290     6   172     360	101500     1800   17200     18000
Итого по ПС1:				138500
ПС3	РУВН 110 Кв (выключатели э/г)   РУНН (вакуумн) 10 Кв     Трансформатор (ТДН-10000/110)   Постоянная часть затрат	2     3     2     По РУВН	290     6     148     360	29000     900     148000     18000
Итого по ПС3:				195900
ИТОГО:				477000

 

 

Ксети=КПС+КЛЭП ( тыс.руб.)

Ксети= 716 600 +477000=1193600 тыс.руб.

Расчет ежегодных эксплуатационных издержек.

Исети= ИΔw+ИТРО ЛЭП+ИТРО ПС

Отчисление от капиталовложений на текущий ремонт и обслуживания:

Итро= (αтро/100)*К

ЛЭП

αтро лэп =0,8% - ежегодные издержки на ПС и обслуживание элементов ЛЭП5

 

Итро лэп= (αтро лэп/100)*КЛЭП

 

Итро лэп= (0,8/100)* 716 600 =5732,8 (тыс.руб./год)

 

ПС

 

Итро пс= Итро пс (110)+Итро пс(220) (тыс.руб./год)

Итро пс= Итро пс (110)

 

Итропс=Итро пс(110)= (αтро пс/100)*(Кпс-Кпост)=(5,9/100)*( 477000-54000)=24957 (тыс.руб./год)

 

αтро пс=5,9%6

Затраты на возмещение потерь электроэнергии

 

ИΔW=Цээ*ΔWсети (тыс.руб./год)

Цээ= 0,91 руб//кВт*ч (из задания)

ΔWсети-суммарные потери активной энергии в электрической сети

ΔWсети=ΔWл+ΔWтр (мВт*ч)

Потери энергии в линиях

 

ΔWвл =τсв*ΔРм∑

 

ΔРм∑ - суммарные потери активной мощности в ВЛ в режиме максимальных нагрузок

τсв – средневзвешенное время максимальных потерь

τсв =(0,124+ Тмп св/104)2*8760 (ч)

Тмп св =   (ч)

Тмп св-продолжительность использования максимальной полной мощности

Tмр=1,1 Тма

Тмп св = = 3778,85 (ч)

τсв =(0,124+ 3778,85/104)2*8760=2206,551  (ч)

ΔРм∑=0,18+1,06+1,84=3,08

ΔWвл =2206,551*1,81=6796,18

Потери энергии в трансформаторах подстанций

ΔWт=

,

где к-число подстанций;

ΔWxxi –постоянные потери энергии в трансформаторах пс;

ΔWперемi – переменные потери энергии в трансформаторах пс.

где -количество параллельно работающих трансформаторов;

-потери активной мощности  в режиме ХХ в трансформаторах  ПС 

-время работы трансформаторов  в i-ой ПС в течении года (Тр =8000 часов)

ПС1:

ПС:2

ПС3:

 

=864+608+448=1920

ni-количество работающих в режиме макс.нагрузок трансформаторов на ПС;

ΔРкз – потери короткого замыкания в трансформаторе ,(МВт);

Sнагрi- мощность нагрузки трансформатора (МВА);

Sнтi- номинальная мощность трансформатора (МВА),

 

=160,889+271,185+195,812=627,886

ΔWт=

ΔWсети=6796,18 +2547,886=9344,006(мВт*ч)

ИΔW=0,91*9344,006=8503,045 (тыс.руб./год)

Ежегодные эксплуатационные издержки

Исети= 8503,045+24957+5732,8 =39192,85 (тыс.руб/год)

3.4. Определение КПД сети и  потерь электроэнергии в %.

Потери электроэнергии в проектируемой сети в %

где -величина электроэнергии, полученная потребителями

 

 

Себестоимость передачи электроэнергии по сети:

Bn=39192,85/312700=11,8 коп/кВт*ч

 

Максимальный коэффициент полезного действия:

 где  -суммарная активная мощность нагрузок;

-суммарные потери активной  мощности во всех элементах  сети.

 

Средневзвешенный КПД сети:

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Заключение

Выполнив курсовую работу по дисциплине “Электрические сети и системы”, считаю, что мною освоены вопросы расчета и проектирования электрических сетей. Первоначально были определены параметры участка электрической сети, выбрана экономически целесообразная схема, для данного варианта разомкнутая, нерезервированная, радиальная сеть, т.к здесь достаточно малая  длина по трассе, следовательно, облегчается обслуживание сети и упрощенные схемы ПС. По технико-экономическим соображениям в зависимости от протяженности ВЛ и величин активных мощностей, которые будут по ним передаваться в режиме максимальных нагрузок, принято номинальное напряжение сети – 110 кВ. Затем, выбрав трансформаторы для каждой ПС (ПС1 – ТРДН –25000/110, ПС2 – ТДН –16000/110, ПС3 – ТДН –10000/110)  и определив параметры линий (сечений проводов), были составлены балансы активных и реактивных мощностей района на шинах источника питания.

Был выполнен расчет уровней напряжения в сети для каждого участка по данным его начала, двигаясь от шин источника питания от начала к концу, от шин ВН к шинам НН каждой ПС. Таким образом, определено напряжения во всех точках электрической сети. На шинах 10 кВ подстанции, к которым присоединены распределительные сети, устройства регулирования должны обеспечивать поддержание режиме максимальных нагрузок – не ниже 1,05·Uном. У двухобмоточного трансформатора регулирование напряжения обычно осуществляется путем изменения числа витков регулировочной обмотки, включенной со стороны нейтрали обмотки высокого напряжения. Выбрав ответвление РПН на трансформаторах ПС1 (n = -7), ПС2 (n = -3) и ПС3 (n = -9), убедились, что напряжение на стороне НН в режиме максимальных нагрузок удовлетворяет требованиям ПУЭ[2].

В заключительной части работы были определены технико-экономические показатели электрической сети. Капитальные вложения на сооружение сети составили 1 148 200 тыс. руб. Ежегодные издержки на эксплуатацию сети тыс. руб. Себестоимость передачи и распределения электроэнергии 38,1 коп/кВт ч. Также были определены коэффициенты полезного действия сети в режиме максимальных нагрузок:   ηм = 96,51% и средневзвешенного по энергии за год ηсв = 97,09%. Так как КПД средневзвешенный по энергии за год составляет около 95%, то можно сделать вывод, что данная система экономична.

 

 

Список литературы

1.Справочник по  проектированию электроэнергетических  систем./Под ред. С.С.Рокотяна и  И.М. Шапиро. – С., 1985. – 352с.

 

2.Правила устройства  электроустановок. – М.:Энергоатомиздат, 2002.-640с.

 

3.Соколов М.И. Выбор силовых трагсформаторов подстанций энергосистем и промышленных предприятий с учётом допустимых нагрузок: Метод.указания для курсового и дипломного проектирования. Иван.гос.энерг.ун-т. – Иваново,1999.

 

4.Петренко Л.И. Электрические сети: сборник задач. – Киев: Вища школа, 1976: с.216.

 

5.Боровиков  В.А. Элекстрические сети энергетических  систем.: Учебник для техникумов,

изд. 3-е, переработанное. – Л.: Энергия,1977.

 

6.Бушуева О.А., Парфёнычева  Н.Н. Расчет установившихся режимов  электрических сетей: Метод.указания/Иван.гос.энерг.ун-т. – Иваново,2004

 

7.Бушуев О.А., Огорелышев  Н.А. Применение принципиальных схем  электрических соединений распределительных  устройств подстанций 6 – 220 кВ: Метод.указания/Иван.энерг.ин-т  им. В.И. Ленина. – Иваново,1990.

 

8.Оценка экономической  эффективности инвестиций в электроэнергетике:/А.В.Введенская, И.О. Волкова, В.И. Колибаба, О.И.Рыжов/Иван.гос.энерг.ун-т. – Иваново,2001.

 

9.Бушуева О.А. Определение  потерь мощности и энергии  в электрических сетях: Метод.указания/Иван.энерг.ин-т им. В.И.Ленина. – Иваново, 1990.

 

10.Укоупнённые стоимостные  показатели электрических сетей ./ Проектно-изск. и науч. – иссл.ин-т  по проектированию электрических  систем и электрических сетей. – М.,2001.

 

11.Справочник по проектированию электричеких сетей./Под ред. Д.Л.Файбисовича. – М.,2012. – 376 с.

1 Файбисович Д.Л. Справочник по проектированию электрических сетей. –Москва: ЭНАС, 2012: с.231

2 Технические данные трансформаторов приведены там же, с.244

3 Файбисович Д.Л. Справочник по проектированию электрических сетей. –Москва: ЭНАС, 2012: с.87

4 Там же, с.94

5 Справочник по проектированию электрических сетей./Под ред. Д.Л.Файбисовича. – М.,2012. – с.308, табл 6.2.

6 Там же