Банк рефератов содержит более 364 тысяч рефератов, курсовых и дипломных работ, шпаргалок и докладов по различным дисциплинам: истории, психологии, экономике, менеджменту, философии, праву, экологии. А также изложения, сочинения по литературе, отчеты по практике, топики по английскому.
Полнотекстовый поиск
Всего работ:
364150
Теги названий
Разделы
Авиация и космонавтика (304)
Административное право (123)
Арбитражный процесс (23)
Архитектура (113)
Астрология (4)
Астрономия (4814)
Банковское дело (5227)
Безопасность жизнедеятельности (2616)
Биографии (3423)
Биология (4214)
Биология и химия (1518)
Биржевое дело (68)
Ботаника и сельское хоз-во (2836)
Бухгалтерский учет и аудит (8269)
Валютные отношения (50)
Ветеринария (50)
Военная кафедра (762)
ГДЗ (2)
География (5275)
Геодезия (30)
Геология (1222)
Геополитика (43)
Государство и право (20403)
Гражданское право и процесс (465)
Делопроизводство (19)
Деньги и кредит (108)
ЕГЭ (173)
Естествознание (96)
Журналистика (899)
ЗНО (54)
Зоология (34)
Издательское дело и полиграфия (476)
Инвестиции (106)
Иностранный язык (62792)
Информатика (3562)
Информатика, программирование (6444)
Исторические личности (2165)
История (21320)
История техники (766)
Кибернетика (64)
Коммуникации и связь (3145)
Компьютерные науки (60)
Косметология (17)
Краеведение и этнография (588)
Краткое содержание произведений (1000)
Криминалистика (106)
Криминология (48)
Криптология (3)
Кулинария (1167)
Культура и искусство (8485)
Культурология (537)
Литература : зарубежная (2044)
Литература и русский язык (11657)
Логика (532)
Логистика (21)
Маркетинг (7985)
Математика (3721)
Медицина, здоровье (10549)
Медицинские науки (88)
Международное публичное право (58)
Международное частное право (36)
Международные отношения (2257)
Менеджмент (12491)
Металлургия (91)
Москвоведение (797)
Музыка (1338)
Муниципальное право (24)
Налоги, налогообложение (214)
Наука и техника (1141)
Начертательная геометрия (3)
Оккультизм и уфология (8)
Остальные рефераты (21697)
Педагогика (7850)
Политология (3801)
Право (682)
Право, юриспруденция (2881)
Предпринимательство (475)
Прикладные науки (1)
Промышленность, производство (7100)
Психология (8694)
психология, педагогика (4121)
Радиоэлектроника (443)
Реклама (952)
Религия и мифология (2967)
Риторика (23)
Сексология (748)
Социология (4876)
Статистика (95)
Страхование (107)
Строительные науки (7)
Строительство (2004)
Схемотехника (15)
Таможенная система (663)
Теория государства и права (240)
Теория организации (39)
Теплотехника (25)
Технология (624)
Товароведение (16)
Транспорт (2652)
Трудовое право (136)
Туризм (90)
Уголовное право и процесс (406)
Управление (95)
Управленческие науки (24)
Физика (3463)
Физкультура и спорт (4482)
Философия (7216)
Финансовые науки (4592)
Финансы (5386)
Фотография (3)
Химия (2244)
Хозяйственное право (23)
Цифровые устройства (29)
Экологическое право (35)
Экология (4517)
Экономика (20645)
Экономико-математическое моделирование (666)
Экономическая география (119)
Экономическая теория (2573)
Этика (889)
Юриспруденция (288)
Языковедение (148)
Языкознание, филология (1140)

Курсовая работа: Проектирование и диагностика режимов электроэнергетической системы

Название: Проектирование и диагностика режимов электроэнергетической системы
Раздел: Рефераты по физике
Тип: курсовая работа Добавлен 03:42:55 13 июня 2011 Похожие работы
Просмотров: 1018 Комментариев: 1 Оценило: 0 человек Средний балл: 0 Оценка: неизвестно     Скачать

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ

Филиал ГОСУДАРСТВЕННОГО ОБРАЗОВАТЕЛЬНОГО УЧРЕЖДЕНИЯ ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ

«МОСКОВСКИЙ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ ИНСТИТУТ

(ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ)»

в г. Смоленске

Кафедра ЭЭС

Специальность: Электроснабжение

Курсовой проект

«Проектирование и диагностика режимов электроэнергетической системы»

Смоленск, 2011г.


Курсовой проект по учебной дисциплине «Электропитающие системы и электрические сети». Кафедра ЭЭС.-Смоленск: филиал ГОУ ВПО «МЭИ (ТУ)», 2011 г.– 38с., 34 табл., 10 рис., 1 прил.

Проектируется сеть напряжением 500/220 кВ.

Выбираются параметры сети. По программе «RastrWin» на персональном компьютере рассчитываются ряд характерных режимов. Приводятся технико-экономические расчёты для сравнения вариантов схем электроснабжения. Составляется спецификация оборудования.


Содержание

ГЛАВА 1. Анализ исходных данных

1.1 Характеристика района строительства сети

1.2 Характеристика потребителей

1.3 Характеристика источников питания

ГЛАВА 2. Выбор основных параметров сети

2.1 Графики электрических нагрузок

2.2 Предварительная наметка конфигурации линии

2.3 Выбор параметров воздушных линий

2.4 Выбор трансформаторов и автотрансформатора

2.5 Схемы электрических соединений элементов сети

ГЛАВА 3. Технико-экономическое сравнение двух намеченных вариантов сети

3.1 Капитальные вложения

3.2 Издержки

3.3 Потери электроэнергии

3.4 Затраты

3.5 Сравнение затрат

ГЛАВА 4. Математическое моделирование элементов сети

4.1 Математическое моделирование воздушных линий

4.2 Математическое моделирование трансформаторов

ГЛАВА 5. Расчёты и анализ характерных режимов

5.1 Режим наибольших нагрузок

5.2 Режим наименьших нагрузок

5.3 Режим послеаварийный

ГЛАВА 6. Технико-экономические показатели

6.1 Спецификация основного оборудования и материалы

Список используемой литературы

Приложение

ГЛАВА 1. Анализ исходных данных

В данной главе анализируется район, в котором сооружается сеть, потребители и источники электроэнергии.

1.1 Характеристика района строительства сети

Электроэнергетическая сеть сооружается в районе Калуги, относящейся по ([1], рис.2.5.5) к III району по толщине стенки гололёда. По скоростному напору ветра местность относится к II району; по пляске проводов – с умеренной пляской проводов. Среднегодовая продолжительность гроз – от 40 до 60 ч. Эквивалентная температура охлаждающего воздуха([2], табл.1.37): годовая + 9,4°С, зимняя -8,9 °С, летняя +17,3°С.

1.2 Характеристика потребителей

В районе строительства существует пять пунктов потребления электроэнергии, наибольшие зимние нагрузки которых равны соответственно П1- 450, П2- 20, П3-120, П4-230, П5-30 МВт. В пунктах 1, 3, 5 потребители по надёжности электроснабжения Iи II категории , в пунктах 2 и 4 потребители только II категории.

1.3 Характеристика источников питания

Потребители получают электроэнергию от двух источников – гидроэлектростанции (ГЭС) и энергосистемы (С). Располагаемая мощность ГЭС-800 МВт-зимой и 600 МВт летом; резерв системы составляет300 МВт. Диапазон изменения от –0,2 до +0,2.

Вывод : Получена характеристика района, где сооружается электрическая сеть, характеристика потребителей, для питания которых она необходима, и характеристика источников питания.

ГЛАВА 2. Выбор основных параметров сети

В данной главе рассматривается схема электрических соединений основных элементов электрической сети, и принимаются решения о выборе основных ее параметров для двух выбранных вариантов.

2.1 Графики электрических нагрузок

На основании заданных в относительных единицах зимних суточных графиков нагрузок составим графики нагрузок потребителей для зимы и лета, результаты расчетов сведем в табл.1.

Графики электрических нагрузок потребителей и потоки мощности от ГЭС и системы.


Таблица 1

Потребитель Сезон Нагрузка потребителей, МВт в часы:
0 – 4 4 – 8 8 – 12 12 – 16 16 – 20 20 – 24
П1 зима 270 270/360 450 180/270 270/360 450
лето 194,4 194,4/259,2 324 129,6/194,4 194,4/259,2 324
П2 зима 16 8 8/12 20 8 12
лето 12,8 6,4 6,4/9,6 16 6,4 9,6
П3 зима 96 96 48 48/72 120 96/72
лето 65,3 65,3 32,6 32,6/49 81,6 65,3/49
П4 зима 184 184 92 92/138 230 184/138
лето 123,3 123,3 61,6 61,6/92,5 154,1 123,3/92,5
П5 зима 18 18/24 30 12/18 18/24 30
лето 16,2 16,2/21,6 27 10,8/16,2 16,2/21,6 27
П∑ зима 584 576/672 628/632 352/518 646/742 772 / 702
лето 412 405,6/475,8 451,6/454,8 250,6 / 368,1 452,7/522,9 549,2/502,1
Мощность от ГЭС зима 800 800 800 800 800 800
лето 600 600 600 600 600 600
Обмен мощностью с системой зима 216 224/128 172/168 448 / 282 154/58 28/98
лето 188 194,4/124,2 148,4/145,2 349,4 / 231,9 147,3/77,1 50,8/97,9

Из приведенной таблицы видно, что режим наибольшей нагрузки имеет место зимой с 20 до 24 часов (потребляемая мощность – 772/702 МВт), а режим наименьшей нагрузки – летом с 12 до 16 часов (потребляемая мощность 250,6/368,1 МВт).

Годовое потребление электроэнергии:

МВт×ч;

МВт×ч;

МВт×ч.

Число часов использования наибольшей нагрузки:

ч, где - максимальная мощность потребителей, МВт.

2.2 Предварительная наметка конфигурации линии

На базе данных о географическом расположении пунктов потребления электроэнергии и их нагрузках намечаем две схемы распределения мощностей. Схема сети СВН в первом варианте состоит из двухцепных линий от С и ГЭС. В данном варианте схемы одноцепные линии не применяются, а во втором варианте сеть изменена и представлена в виде кольца на напряжение 220 кВпо линиям к потребителям, состоящего из одноцепных линий. Передача мощности от ГЭС и С осуществляется к ПС1 по двухцепной линии на 500 кВ, к оставшимся потребителям передача мощности осуществляется по линиям на напряжение500 220 и 110 кВ исходя из кратчайших расстояний. Напряжения на линиях в обеих схемах представлены нарис.1.

Рис.1 Два варианта конфигурации линий

2.3 Выбор параметров ВЛ

Выбор номинальных напряжений и числа цепей линий проектируемой сети тесно связан и в общем случае представляет сложную технико-экономическую задачу, при решении которой требуется учитывать множество факторов: надежность электроснабжения потребителей, обеспечение нормируемого качества электроэнергии на зажимах электроприемников, перспективу развития сети и т.д. В данном случае выбор номинального напряжения осуществляется по формуле:

Выполним расчёт экономического напряжения UЭК для 1-го варианта схемы (участок ГЭС - ПС1):

Результаты расчетов для всех участков схем сведены в таблицы 4 и 5. По полученным экономическим значениям напряжений принимаем номинальные напряжения линий. Полученные значения для удобства так же представлены в таблицах 4 и 5.

После определения номинальных напряжений, устанавливается количество цепей ВЛ –исходя из условий надёжности питания потребителей I и II категорий ([1], п.1.2.17-1.2.19) (принимаем, что ремонт ВЛ или замена трансформатора менее, чем за сутки невозможны).

Все ЛЭП, кроме ПС4-ПС2,ПС5-ПС4, ПС3-ПС5, ПС2-ПС3 (входят в кольцо) выполняются двухцепными в варианте II, а в варианте I – все ЛЭП -двухцепные линии. Максимальные потоки по ЛЭП для схемы 1 представлены в таблице 2, а 2-й схемы – в таблице 3.

Расчёт максимальных перетоков мощности в кольце выполнен с учетом всех возможных случаев обрывов ВЛ кольца.

Максимально возможные потоки мощностей дляЛЭП схемы 1

Таблица 2

Линия Сезон Мощность перетока линии, МВт по временным интервалам
0 – 4 4 – 8 8 – 12 12 – 16 16 – 20 20 – 24
ГЭС-ПС1 зима 584 576/672 628/632 352/518 646/742 772 / 702
лето 412 405,6/475,8 451,6/454,8 250,6/368,1 452,7/522,9 549,2/502,1
ПС1-ПС4 зима 314 306/312 178/182 172/248 376 / 38 2 322/252
лето 217,6 211,2/216,6 127,6/130,8 121/173,7 258,3/263,7 225,2/178,1
ПС4-ПС3 зима 130 122/128 86/90 80/110 146 / 152 138/114
лето 94,3 87,9/93,3 66/69,2 59,4/81,2 104,2/109,6 101,9/85,6
ПС3-ПС2 зима 16 8 8/12 20 8 12
лето 12,8 6,4 6,4/9,6 16 6,4 9,6
ПС3-ПС5 зима 18 18/24 30 12/18 18/24 30
лето 16,2 16,2/21,6 27 10,8/16,2 16,2/21,6 27
ГЭС-С зима 216 224/128 172/168 448 / 282 154/58 28/98
лето 188 194,4/124,2 148,4/145,2 349,4/231,9 147,3/77,1 50,8/97,9

Максимально возможные потоки мощностей дляЛЭП схемы 2.


Таблица 3

Линия Сезон Мощность перетока линии, МВт по временным интервалам
0 – 4 4 – 8 8 – 12 12 – 16 16 – 20 20 – 24
ГЭС-ПС1 зима 584 576/672 628/632 352/518 646/742 772 / 702
лето 412 405,6/475,8 451,6/454,8 250,6/368,1 452,7/522,9 549,2/502,1
ПС1-ПС4 зима 314 306/312 178/182 172/248 376 / 38 2 322/252
лето 217,6 211,2/216,6 127,6/130,8 121/173,7 258,3/263,7 225,2/178,1
ПС4-ПС2 зима 130 122/128 86/90 80/110 146 / 152 138/114
лето 94,3 87,9/93,3 66/69,2 59,4/81,2 104,2/109,6 101,9/85,6
ПС4-ПС5 зима 130 122/128 86/90 80/110 146 / 152 138/114
лето 94,3 87,9/93,3 66/69,2 59,4/81,2 104,2/109,6 101,9/85,6
ПС5-ПС3 зима 112 104 56/60 68/92 128 108/84
лето 78,1 71,7 39/42,2 48,6/65 88 74,9/58,6
ПС2-ПС3 зима 114 114/120 78 60/90 138 / 144 126/102
лето 81,5 81,5/86,9 59,6 43,4/65,2 97,8/103,2 92,3/76
ГЭС-С зима 216 224/128 172/168 448 / 282 154/58 28/98
лето 188 194,4/124,2 148,4/145,2 349,4/231,9 147,3/77,1 50,8/97,9

Выбор сечения линии производится по следующим условиям ГЭС-ПC1:

1. По короне: По ([2], табл.3.7) минимальное сечение провода 500 кВ по условиям короны 3хАС300/66 или 2хАС 700/86. Для напряжения 220 кВ минимальное сечение(марка) АС 240/39.Для напряжения 110кВ минимальное сечение(марка) АС 70/11.

2. По допустимым потерям и отклонениям напряжения ВЛ35 кВ и выше проверке не подлежат ([3], с.160).

3. По экономической плотности тока.

4. По допустимой токовой нагрузке по нагреву:

Расчётная токовая нагрузка участка ГЭС-ПС1 схемы 1и 2:

А,


где - максимальная мощность, протекающая по линии, – заданный коэффициент мощности.

По ([3], табл.7.12) максимально допустимый ток для одного провода АС 600/72составляет1050 А ( А, что превышает расчётное значение), однако по условию короны возможно применение провода марки 3хАС 300/66

( А на три провода, что превышает расчётный ток) и проводов с большими сечениями.

По экономической плотности рекомендуемое сечение:

Следовательно, принимаем ближайшее сечение - провод марки 3хАС 300/66.

Выбор сечений проводов остальных ВЛ производится аналогично и представлен в таблицах4, 5. Для удобства в данных таблицах представлены результаты выбора напряжений ЛЭП.

Выбор напряжений и сечений проводов ЛЭП схем 1

Таблица 4

Линия Длина, км , МВт , кВ , кВ Сечение , А , А в ПАР
ГЭС-ПС1 450,7 772 479,6 500 3*АС300/66 2040 938,4
ПС1-ПС4 79,1 382 278,8 500 3*АС300/66 2040 464,3
ПС4-ПС3 111,8 152 210,4 220 АС400/51 825 419,9
ПС3-ПС2 79,1 20 87,3 110 АС120/19 390 110,5
ПС3-ПС5 103,1 30 106,5 110 АС150/24 450 165,8
ГЭС-С 510 448 390,4 500 3*АС 300/66 2040 544,5

Выбор напряжений и сечений проводов ЛЭП схем 2

Таблица 5

Линия Длина, км , МВт , кВ , кВ Сечение , А , А в ПАР
ГЭС-ПС1 450,7 772 479,6 500 3*АС 300/66 2040 938,4
ПС1-ПС4 79,1 382 278,8 500 3*АС 300/66 2040 464,3
ПС4-ПС2 127,5 152 221,6 220 АС 400/51 825 419,9
ПС4-ПС5 75 152 207,9 220 АС 400/51 825 419,9
ПС5-ПС3 103,1 128 202,5 220 АС 400/51 825 353,6
ПС2-ПС3 79,1 144 205,5 220 АС 400/51 825 397,8
ГЭС-С 510 448 390,4 500 3*АС 300/66 2040 544,5

2.4 Выбор трансформаторов и автотрансформаторов

Выбор трансформаторов связи между двумя сетями зависит от многих факторов:

- номинальных напряжений объединяемых сетей;

-нагрузок на сторонах высокого, среднего и низкого напряжений подстанций;

- требования к надёжности электроснабжения потребителей;

- требований к регулированию напряжений;

- окружающей среды и т.д.

Потоки мощности через автотрансформаторы для схем 1,2 представлены в таблице 6.

Потоки мощности через трансформаторы (автотрансформаторы)


Таблица 6

ПC Ступень напряжения Сезон Мощность, МВт в часы
0 – 4 4 – 8 8 – 12 12 – 16 16 – 20 20 – 24
АТ4 ВН З 314 306/312 178/182 172/248 376 / 38 2 322/252
Л 217,6 211,2/216,6 127,6/130,8 121/173,7 258,3/263,7 225,2/178,1
СН З 130 122/128 86/90 80/110 146/152 138/114
Л 94,3 87,9/93,3 66/69,2 59,4/81,2 104,2/109,6 101,9/85,6
НН З 184 184 92 92/138 230 184/138
Л 123,3 123,3 61,6 61,6/92,5 154,1 123,3/92,5
Т1 ВН З 270 270/360 450 180/270 270/360 450
Л 194,4 194,4/259,2 324 129,6/194,4 194,4/259,2 324
АТ3 ВН З 130 122/128 86/90 80/110 146 / 152 138/114
Л 94,3 87,9/93,3 66/69,2 59,4/81,2 104,2/109,6 101,9/85,6
СН З 34 26/32 38/42 32/38 26/32 42
Л 29 22,6/28 33,4/36,6 26,8/32,2 22,6/28 36,6
НН З 96 96 48 48/72 120 96/72
Л 65,3 65,3 32,6 32,6/49 81,6 65,3/49
Т2 ВН З 16 8 8/12 20 8 12
Л 12,8 6,4 6,4/9,6 16 6,4 9,6
Т5 ВН З 18 18/24 30 12/18 18/24 30
Л 16,2 16,2/21,6 27 10,8/16,2 16,2/21,6 27

По условиям надёжности электроснабжения потребителей I и II категорий у всех потребителей устанавливаемдвухтрансформаторные ПС.

Выбор номинальной мощности трансформаторов (автотрансформаторов) производится по следующей зависимости:

Для автотрансформаторов подстанции ПС1:

, где

– заданный коэффициент мощности.

- максимальный поток мощности через трансформатор, МВА (МВт);

1,4 – коэффициент, учитывающий аварийную перегрузку трансформатора.

Выбор марок трансформаторов осуществлялся по табл.5.18-5.25 [2]. Результаты выбора сведены в таблицы 7 и 8.

Трансформаторы и автотрансформаторы, установленные на ПС для схемы 1.

Таблица 7

Подстанция Тип Т (АТ) Напряжение, кВ , МВА , МВА
ВН СН НН
ПС1 ТДЦ-400000/500 500 - 13,8 400 400
ПС2 ТДН-16000/110 115 - 11 16 16
ПС3 АТДЦТН-125000/220/110 230 121 10,5 125 62,5
ПС4 3хАОДЦТН-167000/500/220 500 230 11 501 250
ПС5 ТРДН-25000/110 115 - 10,5 25 25

Трансформаторы и автотрансформаторы, установленные на ПС для схемы 2


Таблица 8

Подстанция Тип Т (АТ) Напряжение, кВ , МВА , МВА
ВН СН НН
ПС1 ТДЦ-400000/500 500 - 13,8 400 400
ПС2 ТРДН-40000/220 220 - 11 25 40
ПС3 ТРДЦН-100000/220 230 - 11 100 100
ПС4 3хАОДЦТН-167000/500/220 500 230 11 500 250
ПС5 ТРДН-40000/220 220 - 11 25 40

2.5 Схемы электрических соединений элементов

Выбор схем распределительных устройств на подстанциях электрической сети для варианта схемы 1 приведен в таблице 9. Для схемы 2 выбор схем РУ приведен в таблице 10.

Выбор схем распределительных устройств на подстанциях схемы 1.

Таблица 9

Подстанция U Кол-воЛЭП Схема электрических соединений Кол-во ячеек с выключателями
ПС1 500 4 Полуторная схема (17) 9
ПС2 110 2 Два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линии (4Н) 2
ПС3 220 2 Четырехугольник (7) 4
110 4 Одна рабочая секционированная выключателем система шин (9) 7
ПС4 500 2 Четырехугольник (7) 4
220 2 Четырехугольник (7) 4
ПС5 110 2 Два блока с выключателем и неавтоматической перемычкой со стороны линии (4Н) 2
ГЭС 500 4 Полуторная схема (17) 9

Выбор схем распределительных устройств на подстанциях схемы 2


Таблица 10

Подстанция U Кол-во ЛЭП Схема электрических соединений Кол-во ячеек с выключателями
ПС1 500 4 Полуторная схема (17) 9
ПС2 220 2 Мостик с выключателями в цепях линии и ремонтной перемычкой со стороны линии (5Н) 3
ПС3 220 2 Мостик с выключателями в цепях линии и ремонтной перемычкой со стороны линии (5Н) 3
ПС4 500 2 Четырёхугольник (7) 4
220 2 Мостик с выключателями в цепях линии и ремонтной перемычкой со стороны линии (5Н) 3
ПС5 220 2 Мостик с выключателями в цепях линии и ремонтной перемычкой со стороны линии (5Н) 3
ГЭС 500 4 Полуторная схема (17) 9

Вывод: Выбраны две наиболее рациональные в первом приближении схемы сети. Для них определены напряжения линий электропередачи, сечения проводов, число цепей, количество, тип и номинальные мощности трансформаторов (автотрансформаторов) на подстанциях, схемы электрических соединений подстанций. Эти данные необходимы для технико-экономического сравнения вариантов.

Вывод по пункту: Намечены две схемы электрических соединений элементов для дальнейших расчётов. Выбрано напряжение и сечение проводов ВЛ, типы и мощности трансформаторов потребителей, схемы РУ.


Рис.3 Схемы электрических соединений элементов варианта 2

Рис.4 Схемы электрических соединений элементов варианта 1

ГЛАВА 3. Технико-экономическое сравнение двух намеченных вариант ов сети

В этой главе на основе технико-экономического анализа из двух ранее намеченных схем электрической сети определяется оптимальная с точки зрения приведенных затрат. Цены приведены по справочнику И.М. Шапиро, С.С. Рокотяна( т.е. на 1985 г.)

Приведенные затраты на проектируемую сеть:

,

где ЕН = 0,12 – нормативный коэффициент сравнительной эффективности капитальных вложений; К - суммарные капитальные вложения, тыс. руб.; И - суммарные издержки, тыс. руб.; У – ущерб от недоотпуска электроэнергии, тыс. руб.

В данном проекте У = 0. Во всех пунктах применяются двухцепные ВЛ и двухтрансформаторные ПС, параметр потока отказов которых мал.

В соответствии с ([3], с.314) одни и те же элементы сети, повторяющиеся во всех вариантах, не учитываются. Повторяющимися элементами сети являются линии ГЭС-С, ГЭС-ПС1, ПС1-ПС4.

3.1 Капитальные вложения

,

где- капитальные вложения в линии, тыс. руб.; - капитальные вложения в подстанции, тыс. руб.

Линии:


,

где- удельная стоимость сооружения линии, тыс. руб./км, L –длина линии, км.

Для линии ГЭС-С (для обоих вариантов):UH = 500 кВ, L = 510 км, провод 3хАС-300/66 (табл.3.15, [2]),тогда:тыс.руб./км. ([3] табл.9.7), тыс.руб.

Для остальных линий расчет аналогичен, расчетные данные по остальным линиям приведены в табл.11,12.

Расчетные данные затрат на линии для схемы 1

Таблица 11

Линия U, кВ L, км К0 КЛ
ГЭС-C 500 510 65,8 67116
ГЭС-ПС1 500 450,7 65,8 59312,2
ПС1-ПС4 500 79,1 65,8 10409,6
ПС4-ПС3 220 111,8 35 3913
ПС3-ПС2 110 79,1 20,4 1613,6
ПС3-ПС5 110 103,1 22,2 2288,8

Расчетные данные затрат на линии для схемы 2

Таблица 12

Линия U, кВ L, км К0 КЛ
ГЭС-C 500 510 65,8 67116
ГЭС-ПС1 500 450,7 65,8 59312,2
ПС1-ПС4 500 79,1 65,8 10409,6
ПС4-ПС2 220 127,5 20 2550
ПС4-ПС5 220 75 20 1500
ПС5-ПС3 220 103,1 20 2062
ПС2-ПС3 220 79,1 20 1582

Капитальные вложения в линии для схем:

Одинаковые элементы сети в сравнении вариантов не учитываются.

тыс.руб.

тыс.руб.

Подстанции:

,

где - стоимость открытого распределительного устройства подстанции, тыс. руб.; - стоимость трансформаторов, тыс. руб.; - постоянная часть затрат, тыс. руб.

Для обоих вариантов ПС-1:

ПС-1: Сторона ВН ПС-1: 500кВ «Полуторная схема», тогда по ([3] табл. 9.15,с.334) тыс.руб.

тыс.руб.

Учтём стоимость устанавливаемых трансформаторов:

Для обоих вариантов:

ПС-1: UВН-Т = 500 кВ, UНН-Т = 13,8 кВ, SТ=400 МВА, тыс.руб. ([3] табл.9.22): тыс.руб.;

Постоянная часть затрат:

Для обоих вариантов:

Для ВН ПС-1: 500 кВ, «Полуторная» по ([3] табл.9.35) тыс.руб.

тыс.руб.

тыс.руб.

Результаты расчётов капитальных вложений в подстанции схемы 1, 2 представлены в таблицах13, 14.

Капитальные вложения в подстанции схемы 1

Таблица 13

Подстанция , тыс. руб , тыс. руб , тыс. руб , тыс. руб
ГЭС 3420 - 4100 7520
ПС1 3420 836 4100 8356
ПС2 114 96 210 420
ПС3 520+399 400 760+620 2699
ПС4 1520+520 1236 2400+620 6296
ПС5 114 132 210 456
25747

Капитальные вложения в подстанции схемы 2

Таблица 14

Подстанция , тыс. руб , тыс. руб , тыс. руб , тыс. руб
ГЭС 3420 - 4100 7520
ПС1 3420 836 4100 8356
ПС2 390 260 350 1000
ПС3 390 440 350 1180
ПС4 1520+390 1236 2400+350 5896
ПС5 390 260 350 1000
24952

Суммарные капитальные вложения:

Одинаковые элементы не учитываем.

Вариант 1:

тыс.руб.


Вариант 2:

тыс.руб.

3.2 Издержки

Суммарные издержки , где - издержки на амортизацию, обслуживание и ремонт ВЛЭП и ПС, тыс. руб.; - издержки на стоимость потерянной в сети электроэнергии, тыс. руб.

Линии:

.

,

где - ежегодные издержки на амортизацию, обслуживание и ремонт ВЛЭП в процентах от капитальных затрат; - стоимость сооружения линии, тыс. руб.

Для варианта 1:

По ([3], табл.8.2,с. 315) %, тыс.руб.

Для варианта 2:

По ([3], табл.8.2,с. 315) %, тыс.руб.

Издержки на амортизацию, обслуживание и ремонт ВЛЭП схемы 1 и 2:


Таблица15

Вариант , тыс. руб. , % , тыс. руб.
1 7815,4 2,8 219
2 7694 2,8 215,4

Подстанции:

;

,

где - ежегодные издержки на амортизацию, обслуживание и ремонт ПС в процентах от капитальных затрат; - стоимость сооружения ПС, тыс. руб.

;

Для ПС-1 (оба варианта):

По ([3], табл.8.2) , тыс.руб.

Издержки на амортизацию, обслуживание и ремонт ПС схемы 1 и 2

Таблица 16

Вариант Номер подстанции , тыс. руб. , % , тыс. руб.
1 ГЭС 7520 7,8 586,6
2 ГЭС 7520 7,8 586,6
1 ПС1 8356 8,4 702
2 ПС1 8356 8,4 702
1 ПС2 420 8,4 35,3
2 ПС2 1000 8,4 84
1 ПС3 2699 8,4 226,8
2 ПС3 1180 8,4 99,2
1 ПС4 6296 8,4 528,9
2 ПС4 5896 8,4 495,3
1 ПС5 456 8,4 38,3
2 ПС5 1000 8,4 84
В1:2117,9; В2:2051,1

Одинаковые элементы не учитываем.

тыс.руб.

тыс.руб.

3.3 Потери электроэнергии

Издержки на стоимость потерянной в электроэнергии:

, тыс. руб., где коп/кВт×ч – стоимость 1 кВт ч потерянной электроэнергии.

Число часов использования наибольшей нагрузки и время потерь определяются на основании графиков электрических нагрузок табл.1.

Зимний, летний и годовой потоки электроэнергии через С-ГЭС схем 1 и 2:

МВт×ч;

МВт×ч;

МВт×ч.

Число часов использования наибольшей нагрузки:

ч, где - максимальная активная мощность, протекающая через линию, МВт.

Число часов наибольших потерь:

где – активная мощность i-й ступени годового графика нагрузки (упорядоченной диаграммы), МВт; – длительность появления мощности в году, ч.ч

Годовые потери электроэнергии в линии С-ГЭС:

МВт ч,

где =70МВт ч/км –средне годовые потери на корону (для ВЛ 500 кВ ), ([3], табл.7.7); n – число цепей линии; L – длина линии, км;

=0,102 ([3], табл.7.1)

МВт – потери активной мощности в линии; - поправочный температурный коэффициент.(среднегодовая температура выше +5 ° С).

Результаты расчётов для остальных ВЛ схемы 1 и 2 приведены в таблицах17 и 18 :

Стоимость потерянной в линиях схемы1 электроэнергии

Таблица 17

Линия , МВт , ч ,ч/год , кВ ,МВт , МВт ч , тыс.руб.
С-ГЭС 448 3405 1855 500 7,7 85684 856,8
ГЭС-ПС1 772 6170 5736 500 20,3 179538 1795,4
ПС1-ПС4 382 5614 4968 500 0,9 15545 155,5
ПС4-ПС3 152 6088 5521 220 2,2 15500 155,0
ПС3-ПС2 20 4958 3752 110 0,4 1501 15,0
ПС3-ПС5 30 6300 5241 110 0,8 4193 41,9
3018,7

Стоимость потерянной в линиях схемы 2 электроэнергии

Таблица 18

Линия , МВт , ч ,ч/год , кВ ,МВт , МВт ч , тыс.руб.
С-ГЭС 448 3405 1855 500 7,7 85684 856,8
ГЭС-ПС1 772 6170 5736 500 20,3 179538 1795,4
ПС1-ПС4 382 5614 4968 500 0,9 15545 155,5
ПС4-ПС2 152 6088 5521 220 2,5 17628 176,3
ПС4-ПС5 152 6100 5521 220 1,5 10532 105,3
ПС5-ПС3 128 5576 5233 220 1,5 10943 109,4
ПС2-ПС3 144 5751 5018 220 1,4 9398 94,0
3292,7

Рассмотрим определение стоимости потерь электроэнергии для автотрансформаторов подстанции ПС4 для схемы 1.

Зимний, летний и годовой потоки мощности через обмотки автотрансформаторов определяются на основании графиков потоков мощности (см. таблицу 6).

Для обмотки ВН трансформатора АТ4 подстанции ПС4:

= (314+309+180+210+379+287)∙4 = 6716МВт∙ч;

= (217,6+213,9+129,2+147,35+261+201,65)∙4 = 4682,8МВт∙ч;

= 215∙6716+ 150∙4682,8 = 2146360МВт∙ч.

Число часов использования наибольшей нагрузки

,

где - максимальная активная мощность, перетекающая через автотрансформаторы подстанции, МВт.

= 5619 ч.

Число часов наибольших потерь

, где

- активная мощность i-й ступени годового графика нагрузки (упорядоченной диаграммы), МВт; - длительность появления мощность в году, ч.

= 4968 ч.

Для остальных обмоток автотрансформатора расчёт производится аналогично и представлен в таблице 19.

Потоки мощности через обмотки автотрансформатора АТ4, число часов максимальной нагрузки и число часов наибольших потерь

Таблица 19

Параметр Ступень напряжения автотрансформатора
ВН СН НН
АТ4 , МВт∙ч 6716 2852 3864
, МВт∙ч 4682,8 2093,8 2589
, МВт∙ч 2146360 927250 1219110
, ч 5619 6088 5300
, ч 4968 5521 4643
АТ3 (вар. 1) , МВт∙ч 2852 836 2016
, МВт∙ч 2093,8 722,8 1371
, МВт∙ч 927250 288160 639090
, ч 6100 6861 5326
, ч 5521 6147 4643

Годовые потери электроэнергии в автотрансформаторах подстанции ПС4 определяются по следующей формуле [4]:

,

где n – число автотрансформаторов на подстанции;

- потери холостого хода автотрансформатора, МВт;

, , - потери короткого замыкания в обмотках ВН, СН и НН, МВт;

, , - число часов наибольших потерь на сторонах ВН, СН и НН автотрансформаторов, ч;

, , - максимальный поток мощности через обмотки ВН, СН и НН автотрансформаторов, МВА;

- номинальная мощность, автотрансформаторов, МВА.

=7329,5 МВт∙ч.

= 73,3 тыс. руб.

Для автотрансформаторов подстанции ПС4 схемы варианта 2 расчёт проводится аналогично. Результаты расчёта потерь электроэнергии в автотрансформаторах схемы 1 представлены в таблице 20.

трансформатор электрический сеть

Расчёт потерь электроэнергии в автотрансформаторах для схемы 1 и схемы 2

Таблица 20

Трансформаторы схема , МВт∙ч , тыс. руб
ТДЦ-400000/500 (ПС1) 1и 2 9072,2 90,7
3хАОДЦТН-167000/500/220(ПС4) 1 и 2 7329,5 73,3
АТДЦТН-125000/220/110 (ПС3) 1 3358,6 33,6
ТРДЦН-100000/220(ПС3) 2 3348,2 33,5
ТДН-16000/110 (ПС2) 1 609,0 6,1
ТРДН-40000/220 (ПС2) 2 964,4 9,6
ТРДН-25000/110 (ПС5) 1 974,8 9,7
ТРДН-40000/220 (ПС5) 2 1153,7 11,5
∑(без учета одинаковых элементов) 1 49,4
2 54,6

Суммарные потери электроэнергии в линиях и трансформаторах для схем 1 и 2:

тыс.руб.

тыс.руб.

Суммарные издержки для каждого варианта схем (учитываются издержки на подстанции).

тыс.руб.

тыс.руб.

Суммарные издержки для каждого варианта схем (учитываются издержки на подстанции).

3.4 Затраты

тыс.руб.

тыс.руб.

3.5 Сравнение затрат

Вывод по пункту : В результате проведенного технико-экономического расчёта получили два примерно одинаковых по экономическим затратам варианта. Второй вариант с кольцевым исполнением системы (см.рис.2) оказался на 2,9% дороже первого варианта, однако он обеспечивает большие возможности по расширению и дальнейшему развитию электрической сети, кроме того кольцо выполнено на напряжение 220 кВ, в то время как в первом варианте используется 2 ступени 220 и 110 кВ. Таким образом принимаем в качестве наиболее рационального, второй вариант исполнения электрической сети.

ГЛАВА 4. Математическое моделирование элементов сети

В данной главе рассматривается моделирование всех элементов электрической сети: воздушных линий, трансформаторов, реакторов, нагрузок и источников.

4.1 Воздушные линии

Линии 220 кВ выполняются на одноцепных свободностоящих железобетонных опорах ПБ220-4 ([5], табл.4-4-10, рис.4-16д) рис. 5.

Линии 500 кВ выполняются на одноцепных свободностоящих опорах железобетонных опорах ПВС-500Ц-2 ([5], табл.4-4-12, рис.4-18в) рис. 6.

Рис.5 Опора 220 Рис.6 Опора 500 кВ

По ([5], табл.2.10.57, [5], 2.3.6.) для линий напряжением 500 кВ необходима гирлянда из 24 изоляторов ПС160-Б (ПС16-Б) высотой , где H = 170 мм – высота одного изолятора. Аналогично рассчитываются параметры ВЛ 220, 110 кВ. Конструктивные параметры воздушных линий электропередачи [5] приведены в таблице 21.

Таблица 21 Конструктивные параметры воздушных линий электропередачи

Параметр ВЛ 500 кВ ВЛ 220 кВ
Тип опоры ПВС-500Ц-2 ПБ220-4
Материал опоры Железобетон Железобетон
Количество цепей 2,1 2
Количество и тип изоляторов 24xПС-16Б 12xПС-16Б
Высота гирлянды , м 4,08 2,04
Число фаз (1 цепь) 3 3
Число тросов (1 цепь) 2 1
Высота подвески фаз, м А 18,92 19,46
В 18,92 13,96
С 18,92 13,96
Высота подвески тросов, м 27,5 24
Провод фазы 3xАС300/66 АС400/51
Удельное активное сопротивление фазы, Ом/км 0,034 0,075
Провод троса АС70/72 АС70/72
Удельное активное сопротивление троса, Ом/км 0,428 0,428
Расстояние между фазами, м АВ 11,0 5,85
ВС 11,0 7,6
АС 22,0 7,85
Диаметр провода, мм 24,5 21,6
Сечение провода, 354,3 274,6
Диаметр троса, мм 15,4 15,4
Шаг расщепления фазы , мм 400 ---
Габаритная высота , м 8 7
Стрела провеса проводов, м 10,92 6,96

При расчёте режима сети для прямой последовательности ВЛ представляются многополюсниками, параметры которых определяются на основании расчётных данных ВЛ ([3], табл.7.5,c.277).


Таблица 22 Параметры ВЛ

Параметры (на одну цепь) ГЭС-ПС1 С-ГЭС ПС1-ПС4 ПС4-ПС2 ПС4-ПС5 ПС2-ПС3 ПС5-ПС3
Провод

АС 300/66

АС 300/66

АС 300/66

АС 400/51 АС 400/51 АС400/51 АС 400/51
, Ом/км 0,034 0,034 0,034 0,075 0,075 0,075 0,075
, Ом/км 0,31 0,31 0,31 0,42 0,42 0,42 0,42
, См/км 3,97×10-6 3,97×10-6 3,97×10-6 2,70×10-6 2,70×10-6 2,70×10-6 2,70×10-6
Длина L, км 450,7 510 79,1 127,5 75 79,1 103,1
R, Ом 15,32 17,34 2,69 9,56 5,63 5,93 7,73
Х, Ом 139,7 158,1 24,52 53,6 31,5 33,2 43,3
В, См 1,79×10-3 2,02×10-3 0,31×10-3 0,34×10-3 0,20×10-3 0,21×10-3 0,28×10-3

Для воздушных линий электропередачи принимаю П-образную схему замещения [1], представленную на рис. 8.

Рис. 8 Схема замещения воздушной линии электропередачи

Заданными считаются продольные сопротивления Z12 и поперечные сопротивления Z10 и Z20. Численные значения указанных параметров рассчитываются по данным табл.28:

Ом; -для одной цепи;


Таблица 23 Параметры схем замещения ВЛ для прямой последовательности

Параметры ПС4-ПС2 ПС4-ПС5 ПС2-ПС3 ПС5-ПС3 ГЭС-ПС1 С-ГЭС ПС1-ПС4
Z12, Ом 9,5+j53,4 5,63+j31,5 5,93+j33,2 7,7+j43,2 14,0+j133,9 15,6+j142,5 2,69+j24,52
2xY10, Cм×10-4 - j3,45 - j2,0 - j2,1 - j2,78 0,09-j18,6 0,132-j21,4 0-j3,14

Расчёт параметров схемы замещения на примере воздушной линии ГЭС-С.

Удельная активная проводимость линии, См/км

, где

- номинальное напряжение воздушной линии электропередачи, кВ;

- сечение провода фазы, .

= 2,95∙ См/км.

Удельное комплексное сопротивление линии электропередачи

Ом/км.

Удельная комплексная проводимость линии электропередачи

См/км.

Так как длина линии электропередачи составляет 510 км, то учитываю коэффициент распределённости параметров:

;

Продольное сопротивление схемы замещения

Ом.

Поперечная проводимость схемы замещения


См.

Поперечное сопротивление схемы замещения

Ом.

Параметры схем замещения для остальных линий электропередачи определяются аналогично. Результаты расчёта параметров схем замещения для линий электропередачи электрической сети представлены в таблице 24.

Таблица 24 Параметры схем замещения воздушных линий электропередачи

Параметр ВЛ 500 кВ ГЭС-ПС1 ВЛ 500 кВ С-ГЭС ВЛ 500 кВ ПС1-ПС4
, м 0,125
, м 13,86
, Ом/км
, См/км
, Cм×10-4 0,045-j9,3 0,066-j10.7 0-j1,57
, Ом 14,0+j133,9 15,6+j142,5 2,69+j24,52
, Cм×10-4 0,045-j9,3 0,066-j10.7 0-j1,57

4.2 Моделирование трансформаторов

Для двухобмоточных трансформаторов принята Г-образная схема замещения, а для автотрансформаторов – Y-образная, которые составляются на основе каталожных данных:


к1
А)
Б)

Рис.9 Схемы замещения трансформаторов: а) Г-образная; б) Y-образная

Таблица 25 Каталожные данные автотрансформаторов

Параметры АТ4 Т1 Т2 Т3 Т5
Тип

3хАОДЦТН

167000/500/220

ТДЦ

400000/500

ТРДН

40000/220

ТРДЦН

100000/220

ТРДН

40000/220

Номинальная мощность SН, МВА 3*167 400 40 100 40
Номинальное напряжение, кВ UВН 525 230 230 230
UСН - - - -
UНН 11 13,8 11 11 11
Потери холостого хода DPХ, кВт 125 350 50 115 50
Ток холостого хода IХ, % 0,4 0,4 0,9 0,7 0,9
Потери КЗ, кВт DPКВС 325 - - - -
DPКВН - 800 170 360 170
DPКСН - - - - -
Напряжение КЗ, % UКВС 11,5 - - - -
UКВН 35 13 12 12 12
UКСН 21,5 - - - -
Активное сопротивление обмоток, Ом RВН 0,65 1,4 5,6 1,9 5,6
RСН 0,32 - - - -
RНН 2,8 - - - -
Реактивное сопротивление обмоток, Ом XВН 61 89,5 158,7 63,5 158,7
XСН 0 - - - -
XНН 113,5 - - - -
Диапазон РПН, % ±6х2,1 ±2х2,5 ±8х1,5 ±8х1,5 ±8х1,5

Расчёт поперечного сопротивления схемы замещения на примере автотрансформатора АТДЦТН-167000/500/220 подстанции ПС4.

Полная мощность холостого хода, МВА (расчет для трех трансформаторов):

, где

- потери холостого хода в автотрансформаторе, МВт;

- ток холостого хода, в %;

- номинальная (проходная) мощность автотрансформатора, МВА.

= 0,375 + j2,004 МВА;

Поперечная проводимость

, где

- сопряжённый комплекс полной мощности холостого хода, МВА;

- номинальное напряжение обмотки ВН автотрансформатора, кВ.


См;

Поперечные сопротивления для схем замещения остальных трансформаторов и автотрансформаторов определяются аналогично. Результаты расчёта представлены в таблице 26.

Таблица 26 Параметры Y-образной схемы замещения автотрансформатора

Параметры АТ4
Z56, Ом 0,65+j61,1
Z68, Ом 0.32
Z67, Ом 2.8+j113.5
Y10, Ом×10-6 4.5-j24.05
к1 0.44
к2 0.022

Таблица 27 Параметры Г-образной схемы замещения трансформатора

Параметры Т2 и Т5 T3 T1
Z12, Ом 5.6+j158.7 1.9+j63.5 1.4+j89.5
Y10, Ом×10-6 1.03-j7.44 2.38-j14.5 1.4-j6.4
к 0.048 0.048 0.026

ГЛАВА 5. Расчеты и анализ характерных режимов

В этой главе проводится расчёт характерных режимов сети, анализ результатов и, при необходимости, корректировка параметров сети и повторный расчёт.

5.1 Режим наибольших нагрузок

Имеет место зимой с 20 до 24 ч, когда потребляемая мощность составляет 772МВт. ГЭС вырабатывает 800 МВт, остальная мощность отдается в систему.

Примеры справочного и рабочего файлов приведены в приложении.

В результате расчета режима было видно, что значения напряжений узлах схемы не выходили за рамки допустимых («+/-»5% от номинальных значений), это было достигнуто применением компенсирующих устройств на стороне высокого и низкого напряжений, для чего была проведена оптимизация Q. Для нормального функционирования системы необходимо в узел (1) добавить 11*РОМБСМ-60000/500У1, в узел (2)5*УРТД-180000/500, в узел (3) 2*РОМБСМ-60000/500У1, в узел (5) 3*РОМБСМ-60000/500У1 в узел (12) 5*БСК-10МВАр-10,5кВ. Значение напряжения у потребителей приведены в приложении.

Таким образом, после установки компенсирующих устройств режим удовлетворителен по напряжению и количеству выдаваемой потребителям мощности.

5.2 Режим наименьших нагрузок

Имеет место летом c12 до 16 ч, когда потребляемая мощность составляет 250,6 МВт. ГЭС вырабатывает 600 МВт, 349,4 МВт уходит в систему.

Примеры справочного и рабочего файлов приведены в приложении.

В результате расчета режима было видно, что значения напряжений узлах схемы не выходили за рамки допустимых («+/-»5% от номинальных значений), это было достигнуто применением компенсирующих устройств. При данных параметрах сети система являлась неустойчивой. Для нормального функционирования системы необходимо в узел (1) добавить 8*РОМБСМ-60000/500У1, в узел (2)17*РОМБСМ-60000/500У1, в узел (3)10*РОМБСМ-60000/500У1, в узел (4)2*БСК-10МВАр-10,5кВв узел (12) 5*БСК-10МВАр-10,5 кВ. Значение напряжения у потребителей приведены в приложении. Таким образом, после установки компенсирующих устройств режим удовлетворителен по напряжению и количеству выдаваемой потребителям мощности.

5.3 Послеаварийный режим

В качестве послеаварийного принят режим сети при одной отключенной ВЛГЭС-ПС1 (2-3) в режиме максимальных нагрузок.

В результате расчета режима было видно, что значения напряжений узлах схемы не выходили за рамки допустимых («+/-»5% от номинальных значений), это было достигнуто применением компенсирующих устройств. При данных параметрах сети система являлась неустойчивой. Для нормального функционирования системы необходимо в узел (1) добавить 9*РОМБСМ-60000/500У1, в узел (2) 11*РОМБСМ-60000/500У1, в узел (7) 6*БСК-10МВАр-10,5 кВ, в узел (4) 5*БСК-10МВАр-10,5кВ в узел (12) 5*БСК-10МВАр-10,5 кВ. Значение напряжения у потребителей приведены в приложении. Таким образом, после установки компенсирующих устройств режим удовлетворителен по напряжению и количеству выдаваемой потребителям мощности.


Рис.10. Схема сопротивлений.


ГЛАВА 6. Технико-экономические показатели

В данной главе определяются основные технико-экономические показатели: капитальные вложения, издержки на эксплуатацию сети, потери электроэнергии, тариф на услуги по передаче и распределению электроэнергии, спецификация основного оборудования и материалов.

Стоимость строительства :

Все показатели рассчитываются так же, как в ГЛ.3, поэтому результаты расчёта приводится в табличной форме.

Линии:

Таблица 28 Капитальные вложения в линии

Линия , кВ , км , тыс. руб./км Марка провода , тыс. руб.
ГЭС-C 500 510 65,8 3*АС 300/66 67116
ГЭС-ПС1 500 450,7 65,8 3*АС 300/66 59312,2
ПС1-ПС4 500 79,1 65,8 3*АС 300/66 10409,6
ПС4-ПС2 220 127,5 20 АС 400/51 2550
ПС4-ПС5 220 75 20 АС 400/51 1500
ПС5-ПС3 220 103,1 20 АС 400/51 2062
ПС2-ПС3 220 79,1 20 АС 400/51 1582
144531,8

тыс.руб.

Подстанции:


Таблица 29 Стоимость ОРУ ПС

Номер подстанции , тыс. руб.
ГЭС 3420
ПС 1 3420
ПС 2 390
ПС 3 390
ПС 4 1520+390
ПС 5 390
9920

тыс.руб.

Таблица 30 Стоимость трансформаторов

Номер подстанции Тип трансформаторов , тыс. руб.
ГЭС - -
ПС1 ТДЦ-400000/500 836
ПС2 ТРДН-40000/220 260
ПС3 ТРДЦН-100000/220 440
ПС4 3хАОДЦТН-167000/500/220 1236
ПС5 ТРДН-40000/220 260

тыс.руб.

Таблица 31 Постоянная часть затрат

Номер подстанции , тыс. руб.
ГЭС 4100
ПС 1 4100
ПС 2 350
ПС 3 350
ПС 4 2400+350
ПС 5 350

тыс.руб.

тыс.руб.

Суммарные капитальные вложения:

тыс.руб.

Потери электроэнергии

Потери электроэнергии делятся на условно- постоянные и условно-переменные.

Условно-постоянные:

1. На холостой ход трансформаторов:

Таблица 32 Потери электроэнергии на холостой ход трансформаторов

Номер подстанции DPХ, кВт n , МВт×ч
ПС 1 350 2 6132
ПС 2 50 2 876
ПС 3 115 2 2015
ПС 4 125х3 2 6570
ПС 5 50 2 876

2. На корону ВЛ:

Таблица 33 Потери электроэнергии на корону ВЛ

Линия , кВ , км , МВт×ч
С-ГЭС 500 510 71400
ГЭС-ПС1 500 450,7 63098
ПС1-ПС4 500 79,1 11074
ПС4-ПС2 220 127,5 1913
ПС4-ПС5 220 75 1125
ПС5-ПС3 220 103,1 1547
ПС2-ПС3 220 79,1 1187
151344

.

Годовые условно-постоянные потери электроэнергии

Условно-переменные:

Потери мощности в сети в режиме наибольшей нагрузки:

.

Годовые условно-переменные потери электроэнергии

Суммарные годовые потери

6.1 Спецификация основного оборудования и материалов

Таблица 34 Спецификация основного оборудования и материалов

Наименование Марка Ед. изм. Количество
1 Автотрансформатор АОДЦТН -167000/500/220 шт. 6
2 Трансформатор ТРДН-40000/220 шт. 4
3 Трансформатор ТРДЦН-100000/220 шт. 2
4 Трансформатор ТДЦ-400000/500 шт. 2
5 Промежуточные опоры ПБ220-4 шт. 2210
6 Сложные опоры (15 %) УБ220-1 шт. 390
7 Промежуточные опоры ПВС-500Ц-2 шт. 818
8 Сложные опоры (15 %) У2 шт. 145
9 Провода АС 400/51 т. 609
10 Провода АС300/66 т. 4096

Список использованной литератур ы

1. Правила устройства электроустановок/Минэнерго СССР. – 6-е изд., перераб. и доп. – М.: Энергоатомиздат, 1986. – 648 с.: ил.

2. Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. Электрическая часть станций и подстанций: справочные материалы для курсового и дипломного проектирования. Учеб. Пособие для вузов. – 4-е изд., перераб. и доп. – М.: Энергоатомиздат, 1989. – 608 с., ил.

3. Справочник по проектированию электроэнергетических систем. В.В. Ершевич, А.Н. Зейлигер, Г.А. Илларионов и др.; Под ред. С.С. Рокотяна и И.М. Шапиро. – 3-е изд., перераб. и доп. – М.: Энергоатомиздат, 1985. – 352 с .

4. Справочник по электрическим установкам высокого напряжения. С.А. Бажанов, И.С. Батхон, И.А. Баумштейн и др.; Под ред. И.А. Баумштейна и М.В. Хомякова. – 2-е изд., перераб. и доп. – М.: Энергоиздат, 1981. – 656 с., ил

Оценить/Добавить комментарий
Имя
Оценка
Комментарии:
Где скачать еще рефератов? Здесь: letsdoit777.blogspot.com
Евгений07:56:13 19 марта 2016

Работы, похожие на Курсовая работа: Проектирование и диагностика режимов электроэнергетической системы
Линия электропередачи напряжением 500 кВ
УДК 621.315.1.027 Ш42 ШЕЛЕВСКИЙ АЛЕКСАНДР ВИКТОРОВИЧ Линия электропередачи напряжением 500 кВ. Стр. 115, рис. 26, табл. 51, библ. 11. В данной работе ...
На подстанции потребители питаются от шин 220 кВ через группы автотрансформаторов (2х3+1)АОДЦТН-167000/500/220.
Сопоставляя три заданные величины : наибольшая мощность, передаваемая от ГЭС Р0=1020 МВт; наибольшая мощность потребителей промежуточной подстанции Рп/ст = 520 МВт; оперативный ...
Раздел: Рефераты по физике
Тип: дипломная работа Просмотров: 3357 Комментариев: 4 Похожие работы
Оценило: 1 человек Средний балл: 5 Оценка: неизвестно     Скачать
Усиление надёжности схемы электроснабжения ПС "Северная"
Федеральное агентство по образованию Филиал Государственного образовательного учреждения Высшего профессионального образования "Дальневосточный ...
Ведется строительство Толмачевской ГЭС мощностью 20,4 МВт.
Расчетная мощность трансформатора (автотрансформатора) определяется на основании построенных суточных графиков нагрузок, по которым находят максимальную нагрузку подстанции.
Раздел: Рефераты по физике
Тип: дипломная работа Просмотров: 1752 Комментариев: 2 Похожие работы
Оценило: 0 человек Средний балл: 0 Оценка: неизвестно     Скачать
Расчет, анализ и оптимизация режимов и потерь электроэнергии в ...
Федеральное агентство по образованию Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования КРАСНОЯРСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ...
В этом же году от БГРЭС-1 переданы функции заказчика по строительству ПС "Итатская"-1150/500/220 кВ и в сентябре была введена первая очередь подстанции 110/10 кВ.
Учитывая, что сети 500, 220, 110 и 35 кВ различаются по назначению, объему располагаемой режимной информации, общую величину потерь активной мощности и электроэнергии целесообразно ...
Раздел: Рефераты по коммуникации и связи
Тип: дипломная работа Просмотров: 2590 Комментариев: 2 Похожие работы
Оценило: 0 человек Средний балл: 0 Оценка: неизвестно     Скачать
Компенсация реактивной мощности в системах электроснабжения с ...
СОДЕРЖАНИЕ Введение 1. Исследование методов и устройств компенсации реактивной мощности при электроснабжении нелинейных и резкопеременных нагрузок 1.1 ...
Анализ потребления электрической энергии промышленными предприятиями показывает, что основными направлениями сокращения потерь электроэнергии в сетях являются компенсация ...
Из 100 % реактивной мощности, вырабатываемой в энергосистеме, 22 % теряется в повышающих трансформаторах электростанций и в автотрансформаторах повышения напряжения на подстанциях ...
Раздел: Рефераты по физике
Тип: дипломная работа Просмотров: 44805 Комментариев: 5 Похожие работы
Оценило: 9 человек Средний балл: 4.8 Оценка: 5     Скачать
Проект электрокотельной ИГТУ
Содержание 1. Введение 1.1 Энергетика Иркутской области, перспективы развития 2. Общая часть 2.1 Краткая характеристика объекта и источников ...
Повышение пропуска электроэнергии от Братской ГЭС в Иркутско-Черемховский промышленный район, а также в Китай; модернизация и реконструкция ТЭЦ многим из которых более 20 лет ...
На электрокотельной имеется два силовых трансформатора мощностью 40 МВт, питание этих трансформаторов осуществляется с ОРУ-220 кВ ТЭЦ-11,по воздушной линии 220 кВ, от разных ...
Раздел: Рефераты по физике
Тип: дипломная работа Просмотров: 5018 Комментариев: 2 Похожие работы
Оценило: 2 человек Средний балл: 4 Оценка: неизвестно     Скачать
Проект новой подстанции для обеспечения электроэнергией ...
Халитов А.А. Проект развития Западного участка Сургутских электрических сетей с разработкой подстанции 110/35/10 кВ. Сургут: ЮУрГУ, Э, 2006, 148 с ...
При вводе в эксплуатацию новых трансформаторов параметры изоляции рекомендуется измерять при температуре не ниже 10°С для трансформаторов напряжением 110-150 кВ и не ниже 20°С для ...
Для защиты трехобмоточного трансформатора ТДТН-25000/110/35/10 кВ выбрана цифровая защита трансформатора RET 521*2.3.Цифровой терминал защит трансформатора RET 521 предназначен для ...
Раздел: Рефераты по физике
Тип: дипломная работа Просмотров: 5296 Комментариев: 2 Похожие работы
Оценило: 2 человек Средний балл: 4.5 Оценка: неизвестно     Скачать
Реконструкция подстанции "Гежская" 110/6 кВ
Аннотация Данный дипломный проект посвящен реконструкции подстанции "Гежская" 110/6 кВ, находящейся в Соликамском районе ОАО "Березниковских ...
ГОСТ 14209- 85 "Нагрузочная способность трансформаторов и автотрансформаторов" позволяет осуществить рациональную загрузку силовых трансформаторов и обеспечить оптимальный выбор ...
При рассмотрении вопроса о реконструкции ПС "Гежская" 110/6 кВ существуют такие характерные места определения расчетных электрических нагрузок: определение общей расчетной нагрузки ...
Раздел: Рефераты по физике
Тип: дипломная работа Просмотров: 16105 Комментариев: 2 Похожие работы
Оценило: 4 человек Средний балл: 3.8 Оценка: неизвестно     Скачать

Все работы, похожие на Курсовая работа: Проектирование и диагностика режимов электроэнергетической системы (3034)

Назад
Меню
Главная
Рефераты
Благодарности
Опрос
Станете ли вы заказывать работу за деньги, если не найдете ее в Интернете?

Да, в любом случае.
Да, но только в случае крайней необходимости.
Возможно, в зависимости от цены.
Нет, напишу его сам.
Нет, забью.



Результаты(151242)
Комментарии (1843)
Copyright © 2005-2016 BestReferat.ru bestreferat@mail.ru       реклама на сайте

Рейтинг@Mail.ru