Энерг. системы и сети Плешкова

5)значение суммарных потерь активной мощности в режиме максимальных нагрузок в процентах от суммарной нагрузки подстанций района;

6)относительное значение суммарных годовых потерь

электроэнергии в сети в процентах от электроэнергии WГ , отпущенной за

один год в распределительные сети подстанций района.

Помимо указанных показателей, должны быть рассчитаны сводные данные, характеризующие потребности в оборудовании. К ним относятся:

1)количество трансформаторов с разделением по номинальным напряжениям и мощностям;

2)количество выключателей с разделением по номинальным напряжениям;

3)суммарная мощность компенсирующих устройств с разделением

по маркам;

4)количество километров проводов по маркам (в однофазном исполнении).

Капиталовложения и издержки на ремонт и обслуживание линий электропередачи и подстанций определяются по методике, изложенной в п.

2.8.При определении потерь электрической энергии за год необходимо учитывать, какое решение о числе включенных трансформаторов на каждой

подстанции было принято при расчете параметров режима минимальных нагрузок. Если в режиме летних нагрузок часть трансформаторов целесообразно отключать, то потери электроэнергии следует определять по графику нагрузок. При этом необходимо по заданным значениям зимнего и

летнего графиков нагрузок построить годовой график по продолжительности. В качестве примера такой график изображен на рис. 6.1

. При его построении использованы значения табл. 1.1. Количество зимних и

летних суток в году принято соответственно равными 200 и 165.

Р,о.е.

1,0

0,8

0,6

0,4

0,2

1200		4800 5790			8760 t,час

Рис.6.1. График нагрузок по продолжительности

Годовые потери	электроэнергии	WГ определяются		суммированием
потерь электроэнергии на каждой ступени графика
	WГ = åK (	Pхk + Pнk )	tk ,	(6.1)
	k=1
где Pхk − суммарные потери в стали		трансформаторов в		режиме работы
сети, соответствующем k-й ступени графика;
Pнk − суммарные	нагрузочные	потери в	линиях и обмотках

трансформаторов в режиме работы сети, соответствующем k-й ступени графика;

tk − продолжительность k-й ступени графика;

К − количество ступеней графика (количество режимов).

При расчете параметров режимов по программе RSET для всех

ступеней графика нагрузок необходимо определить суммарные потери активной мощности в сети, которые являются нагрузочными потерями.

Потери активной мощности в стали трансформаторов равны сумме потерь

холостого хода работающих в рассматриваемом режиме трансформаторов.
Энергия, отпущенная с шин НН подстанций 1÷ 5 и “А”,			может быть
определена по времени использования наибольших нагрузок			Тнб или	по
графику нагрузок:	K
WГ =		tk ,
	РmaxΣTнб = åPΣk		(6.2)
где PΣk −суммарная мощность	k=1
	потребителей	электрической	энергии	в

режиме работы сети, соответствующем k-й ступени графика.

Удельная себестоимость передачи полезно отпущенной потребителям электроэнергии в спроектированной сети определяется по выражению, коп./кВт×ч:

С =	Ио. р + И W	.	(6.3)
	WГ

В заключение следует сравнить рассчитанные показатели с величинами, характерными для сетей данных классов напряжения, и сделать вывод об экономичности спроектированной сети.

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК

1.Вихарев А.П. Требования к оформлению курсовых и дипломных проектов и других видов студенческих работ. – Киров: ВятГУ, 2000. – 34 с.

2.Черепанова Г.А., Вычегжанин А.В. Установившиеся режимы электрических сетей в примерах и задачах. – Киров: ВятГТУ, 1999. - 114 с.

3.Пособие к курсовому и дипломному проектированию для электроэнергетических специальностей / Под ред. В.М. Блока. – М.: Высшая школа, 1990. – 383 с.

4.Ершевич В.В., Зейлигер А.Н., Илларионов Г.А. и др. Справочник по проектированию электроэнергетических систем/ Под ред. С.С. Рокотяна и И.М. Шапиро. – М.: Энергоатомиздат, 1985. – 352 с.

5.Идельчик В.И. Электроэнергетические системы и сети. – М.: Энергоатомиздат, 1978. – 592 с.

6.Поспелов Г.А., Федин В.Т. Проектирование электроэнергетических сетей и систем. – Минск: Высшая школа, 1978. – 304 с.

7.Правила применения скидок и надбавок к тарифам на электрическую энергию за потребление и генерацию реактивной энергии М.: Главгосэнергонадзор. 1993г. – 16 с.

8.ГОСТ 14209-85. Трансформаторы силовые общего назначения. Допустимые нагрузки.

9.Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. Электрическая часть электростанций

иподстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования: Учеб. пособие для вузов. – М.: Энергоатомиздат, 1989. – 608 с.

10.Справочник по электрическим установкам высокого напряжения / Под ред. И.А. Баумштейна, С.А. Бажанова. – М.: Энергоатомиздат, 1989. – 768 с.

ПРИЛОЖЕНИЕ

Таблица П.1 Нормы ежегодных отчислений на капитальный, текущий

ремонт и обслуживание, в относительных единицах

		Норма		Норма
		отчислений		отчислений	Всег
Наименование элементов системы		на	кап.	на	о
		ремонт		обслуживан	РΣ
			Ркр	ие
				Ро
Воздушные линии 35 кВ и выше на			0,004	0,004	0,008
стальных и железобетонных опорах
Воздушные линии 35-220 кВ на			0,016	0,005	0,021
деревянных опорах
Силовое	электротехническое
оборудование	и распределительные
устройства			0,029	0,040	0,069
	до 20 кВ		0,029	0,030	0,059
	35÷ 150 кВ		0,029	0,020	0,049
220 кВ и выше

Таблица П.2

Постоянная часть затрат по подстанциям с высшим напряжением

35-220 кВ

Uном , кВ	Схема	ОРУ	высшего	Затраты,
	напряжения,	приведенная на		тыс. руб.
	рисунках
35/10	2.10, г; 2.22, г			1350
	2.21			3000
110/10	2.10, г; 2.18; 2.19; 2.22, г			6000
	2.14; 2.15; 2.16; 2.17			7500
110/35/10	2.14; 2.15; 2.16; 2.17			8400
220/110/10	2.12, а			12000
	2.12, б; 2.12, в; 2.13; 2.14; 2.15; 2.16;			18000
	2.17
220/35/10	2.12, а; 2.12, б; 2.13			7500
	2.12, в; 2.14; 2.15; 2.16; 2.17			13500
220/10	2.10, г			4500
	2.12, а; 2.12, б; 2.13; 2.18; 2.19; 2.22,			10500
	г
	2.12, в; 2.14; 2.15; 2.16; 2.17			12000

Таблица П.3 Укрупненные показатели стоимости ячеек ОРУ 35-220 кВ с

выключателями, тыс. руб.

Номинальное	Схема	ОРУ,		Выключатель
напряжение ОРУ, кВ	приведенная	на
			воздушный	масляный
	рисунках.
35	2.10, г; 2.22, г		570	360
	2.21		480	300
110	2.10, г		1800	1500
	2.14; 2.15; 2.16;2.17		1080	780
	2.18; 2.19; 2.22, г		1200	900
	2.10, г		2700	2400
220	2.12, а; 2.12,б; 2.13;		2700	2400
	2.18; 2.19
	2.12, в; 2.14; 2.15;		2100	1950
	2.16; 2.17

Таблица П.4 Стоимость линейных и вольтдобавочных регулировочных трансформаторов,

тыс. руб.

	Мощность,			Тип трансформатора		Расчетная
	МВ × А					стоимость
16			ЛТМН-16000/10			1338
40			ЛТДН-40000/10			1785
40			ЛТЦН-40000/10			1872
63			ЛТДН-63000/35			1989
3×92			ОДЦНТП-92000/150			2601
100			ЛТДН-100000/35			2961
240			ВР+ДНУ-240000/35/35			2958
						Таблица П.5
	Расчетная стоимость трехфазных трансформаторов 35 кВ, тыс. руб.
	Мощность, МВ × А			Стоимость трансформатора
				без РПН		с РПН
	2,5			366		636
	4,0			456		771
	6,3			570		915
	10			738		1254
	16			1011		1836

			Таблица П.6
Расчетная стоимость трехфазных трансформаторов 110 кВ, тыс. руб.
Мощность,		Стоимость
МВ × А	двухобмоточного трансформатора		трехобмоточного
	с РПН	с расщепленной	трансформатора
		обмоткой НН	с РПН
		и РПН
2,5	1050	-	-
6,3	1470	-	1710
10	1620	-	2010
16	1890	-	2370
25	-	2520	2730
40	-	3270	3510
63	-	4080	4620

Таблица П.7

Расчетная стоимость трансформаторов и автотрансформаторов 220 кВ, тыс. руб

Мощность,		Стоимость
МВ × А	двухобмоточного трансформатора		трехобмоточного	автотрансформат
	без РПН	с расщепленной	с РПН	ора с РПН
		обмоткой и РПН
25	-	-	4440	-
40	-	5070	4950	-
63	-	5790	-	6030
80	5670	-	-	-
100	-	7950	-	-
125	6930	-	-	7590
160	-	9690	-	-
200	9210	-	-	9960
250	10290	-	-	11880
400	14070	-	-	-
630	20760	-	-	-
1000	26760	-	-	-

						Стоимость воздушных линий										Таблица П.8
Тип	Район				Стоимость линий, тыс.руб./км, с проводами марки
опор	по го-		3 5	к В					1 1 0	к В				2 2 0 к В
	лоле-	АС-	АС-	АС-	АС-		АС-	АС-	АС-	АС-	АС-	АС-	АС-		АС-	АС-
	ду	70/11	95/16	120/19	150/24		70/11	95/16	120/19	150/24	185/29	240/32	240/32		300/39	400/51
Сталь-	I	366	372	393	399		435	444	468	480	522	561	630		648	714
ные	II	432	423	423	429		495	492	507	507	540	564	630		648	714
одно-	III	495	480	480	531		582	573	570	570	591	600	687		693	750
цепные	IV	546	534	522	639		645	618	618	615	630	651	735		741	798
Сталь-	I	519	543	576	585		648	663	711	738	834	918	1032		1086	1239
ные	II	603	603	612	642		738	732	756	777	855	921	1032		1086	1239
двух-	III	726	726	756	765		876	846	849	858	912	963	1134		1161	1284
цепные	IV	816	816	867	879		984	924	930	948	954	1032	1218		1233	1335
Железо-	I	-	282	309	327		315	333	324	345	378	420	492		519	582
бетонные	II	-	315	324	336		360	360	342	351	387	420	492		519	582
одно-	III	-	366	369	369		438	429	393	396	414	453	519		546	600
цепные	IV	-	411	408	402		495	477	432	423	459	498	567		576	654
Железо-	I	-	384	342	351		474	507	510	600	660	720	834		900	1014
бетонные	II	-	417	351	366		534	534	543	600	660	720	834		900	1014
двух-	III	-	498	420	423		642	630	612	666	708	750	918		936	1050
цепные	IV	-	552	456	453		732	699	666	717	756	810	996		1014	1170

Примечание.

Стоимость 1 км вырубки просек учитывается дополнительно и составляет:

Þдля ВЛ 35 кВ - 36 тыс. руб.;

Þдля ВЛ 110 кВ - 39 тыс. руб.;

Þдля ВЛ 220 кВ - 42 тыс. руб.

Таблица П 9

Нормы максимально допустимых систематических и аварийных перегрузок трансформаторов

					М и Д										ДЦ
h ,			К 2 при значения К1 = 0,25 ÷1,0										К 2 при значения К1 = 0,25 ÷1,0
ч	0,25	0,4		0,5	0,6	0,7	0,8		0,9	1,0	0,25	0,4		0,5	0,6	0,7	0,8		0,9	1,0
								С и с т е м а т и ч е с к и х
									Θохл = −20 oС
0,5	+	+		+	+	+	+		+	+	+	+		+	+	1,85	1,82		1,78	1,74
1	+	+		+	+	+	+		+	+	1,79	1,77		1,76	1,74	1,72	1,69		1,66	1,63
2	+	+		1,99	1,96	1,93	1,89		1,85	1,79	1,61	1,61		1,60	1,59	1,57	1,56		1,54	1,52
4	1,7	1,69		1,67	1,66	1,64	1,62		1,60	1,57	1,47	1,46		1,46	1,45	1,45	1,44		1,43	1,42
6	1,56	1,55		1,54	1,54	1,53	1,51		1,50	1,48	1,40	1,40		1,40	1,39	1,39	1,39		1,38	1,37
8	1,48	1,48		1,47	1,47	1,46	1,45		1,45	1,43	1,37	1,36		1,36	1,36	1,36	1,36		1,35	1,35
12	1,41	1,4		1,4	1,4	1,4	1,39		1,39	1,38	1,33	1,33		1,32	1,32	1,32	1,32		1,32	1,32
24	1,3	1,3		1,3	1,3	1,3	1,3		1,3	1,3	1,26	1,26		1,26	1,26	1,26	1,26		1,26	1,26
									Θохл = −10 oС
0,5	+	+		+	+	+	+		+	+	+	+		+	1,80	1,77	1,74		1,70	1,65
1	+	+		+	+	+	+		+	1,95	1,72	1,7		1,69	1,67	1,65	1,62		1,59	1,55
2	1,95	1,92		1,9	1,87	1,83	1,79		1,75	1,69	1,55	1,54		1,53	1,52	1,51	1,49		1,47	1,44
4	1,62	1,61		1,6	1,58	1,56	1,54		1,52	1,48	1,41	1,4		1,4	1,39	1,38	1,38		1,37	1,35
6	1,49	1,48		1,47	1,46	1,45	1,44		1,42	1,40	1,34	1,34		1,34	1,33	1,33	1,32		1,32	1,31
8	1,41	1,41		1,4	1,4	1,39	1,38		1,37	1,36	1,31	1,3		1,3	1,3	1,3	1,29		1,29	1,28
12	1,34	1,34		1,33	1,33	1,33	1,32		1,31	1,31	1,27	1,27		1,26	1,26	1,26	1,26		1,26	1,25
24	1,23	1,23		1,23	1,23	1,23	1,23		1,23	1,23	1,2	1,2		1,2	1,2	1,2	1,2		1,2	1,2
									Θохл = 0 oС

0,5

+

+

+

+

+

+

+

+

1,79

1,77

1,75

1,72

1,69

1,66

1,61

1,56

Продолжение табл. П 9

h ,					М и Д											ДЦ
			К 2 при значения К1 = 0,25 ÷1,0										К 2 при значения К1 = 0,25 ÷1,0
ч	0,25	0,4		0,5	0,6	0,7	0,8		0,9	1,0	0,25	0,4		0,5	0,6		0,7	0,8		0,9	1,0
1	+	+		+	+	+	1,9		1,91	1,80	1,65	1,63		1,61	1,59		1,57	1,54		1,51	1,46
2	1,86	1,83		1,80	1,77	1,74	1,69		1,64	1,56	1,48	1,47		1,46	1,45		1,44	1,42		1,4	1,36
4	1,54	1,53		1,51	1,50	1,48	1,46		1,43	1,38	1,34	1,34		1,33	1,33		1,32	1,31		1,3	1,28
6	1,41	1,4		1,39	1,38	1,37	1,36		1,34	1,31	1,28	1,28		1,27	1,27		1,27	1,26		1,25	1,24
8	1,34	1,33		1,33	1,32	1,31	1,3		1,29	1,27	1,24	1,24		1,24	1,24		1,23	1,23		1,23	1,21
12	1,27	1,26		1,26	1,26	1,25	1,25		1,24	1,22	1,2	1,2		1,2	1,2		1,2	1,2		1,19	1,19
24	1,16	1,16		1,16	1,16	1,16	1,16		1,16	1,16	1,14	1,14		1,14	1,14		1,14	1,14		1,14	1,14
									Θохл = 10 oС
0,5	+	+		+	+	+	+		+	1,84	1,71	1,69		1,67	1,64		1,61	1,57		1,52	1,44
1	+	+		+	2,0	1,94	1,86		1,76	1,6	1,57	1,55		1,54	1,52		1,49	1,46		1,42	1,35
2	1,76	1,73		1,7	1,67	1,63	1,58		1,51	1,4	1,41	1,4		1,39	1,38		1,36	1,34		1,31	1,26
4	1,46	1,44		1,43	1,41	1,39	1,36		1,32	1,25	1,28	1,27		1,27	1,26		1,25	1,24		1,22	1,19
6	1,33	1,32		1,31	1,3	1,29	1,27		1,24	1,2	1,21	1,21		1,21	1,2		1,2	1,19		1,18	1,15
8	1,26	1,26		1,25	1,24	1,23	1,22		1,2	1,17	1,18	1,18		1,17	1,17		1,17	1,16		1,15	1,13
12	1,19	1,19		1,18	1,18	1,17	1,16		1,15	1,13	1,14	1,14		1,14	1,13		1,13	1,13		1,12	1,11
24	1,08	1,08		1,08	1,08	1,08	1,08		1,08	1,08	1,07	1,07		1,07	1,07		1,07	1,07		1,07	1,07
									Θохл = 20 oС
0,5	+	+		+	+	+	1,98		1,81	1,0	1,63	1,6		1,58	1,55		1,52	1,47		1,41	1
1	+	1,97		1,92	1,87	1,8	1,71		1,57	1,0	1,49	1,47		1,45	1,43		1,4	1,37		1,31	1
2	1,66	1,63		1,6	1,56	1,51	1,45		1,35	1,0	1,34	1,33		1,32	1,3		1,28	1,26		1,22	1
4	1,37	1,35		1,34	1,32	1,29	1,25		1,19	1,0	1,21	1,2		1,19	1,19		1,18	1,16		1,13	1
6	1,25	1,24		1,23	1,21	1,2	1,17		1,13	1,0	1,15	1,14		1,14	1,13		1,13	1,12		1,1	1
8	1,18	1,17		1,17	1,16	1,15	1,13		1,09	1,0	1,11	1,11		1,1	1,1		1,1	1,09		1,07	1
12	1,11	1,1		1,1	1,09	1,09	1,08		1,06	1,0	1,07	1,07		1,07	1,06		1,06	1,05		1,04	1
24	1	1		1	1	1	1		1	1	1	1		1	1		1	1		1	1

Продолжение табл. П 9

h ,					М и Д											ДЦ
			К 2 при значения К1 = 0,25 ÷1,0										К 2 при значения К1 = 0,25 ÷1,0
ч	0,25	0,4		0,5	0,6	0,7	0,8		0,9	1,0	0,25	0,4		0,5	0,6		0,7	0,8		0,9	1,0
									Θохл = 30 oС
0,5	+	+		+	+	1,92	1,76		1,27	-	1,54	1,51		1,49	1,46		1,42	1,36		1,21	-
1	1,89	1,84		1,79	1,73	1,64	1,51		1,12	-	1,41	1,39		1,37	1,34		1,31	1,26		1,12	-
2	1,55	1,52		1,48	1,44	1,38	1,29		1,02	-	1,26	1,25		1,24	1,22		1,2	1,16		1,05	-
4	1,28	1,26		1,24	1,21	1,18	1,12		0,97	-	1,13	1,13		1,12	1,11		1,1	1,07		0,99	-
6	1,16	1,15		1,13	1,12	1,09	1,05		0,95	-	1,07	1,07		1,06	1,06		1,05	1,03		0,97	-
8	1,09	1,08		1,08	1,06	1,05	1,02		0,94	-	1,04	1,03		1,03	1,03		1,02	1,0		0,96	-
12	1,02	1,02		1,01	1	0,99	0,97		0,92	-	0,99	0,99		0,99	0,99		0,98	0,97		0,94	-
24	0,91	0,91		0,91	0,91	0,91	0,91		0,91	-	0,92	0,92		0,92	0,92		0,92	0,92		0,92	-
									Θохл = 40 oС
0,5	+	+		1,94	1,84	1,69	1,26		-	-	1,45	1,42		1,39	1,36		1,31	1,19		-	-
1	1,75	1,7		1,64	1,56	1,44	1,08		-	-	1,32	1,30		1,28	1,25		1,2	1,1		-	-
2	1,43	1,39		1,35	1,3	1,21	0,96		-	-	1,18	1,17		1,15	1,13		1,1	1,01		-	-
4	1,17	1,15		1,13	1,09	1,04	0,89		-	-	1,05	1,04		1,04	1,02		1,0	0,94		-	-
6	1,06	1,05		1,03	1,01	0,97	0,86		-	-	0,99	0,99		0,98	0,97		0,96	0,91		-	-
8	1,0	0,99		0,98	0,96	0,93	0,85		-	-	0,96	0,95		0,95	0,94		0,93	0,89		-	-
12	0,93	0,92		0,91	0,9	0,88	0,84		-	-	0,91	0,91		0,91	0,9		0,89	0,87		-	-
24	0,82	0,82		0,82	0,82	0,82	0,82		-	-	0,84	0,84		0,84	0,84		0,84	0,84		-	-
									А в а р и й н ы х
									Θохл = −20 oС
0,5	2	2		2	2	2	2		2	2	2	2		2	2		1,9	1,9		1,9	1,9
1	2	2		2	2	2	2		2	2	1,9	1,9		1,9	1,8		1,8	1,8		1,8	1,8
2	2	2		2	2	2	2		2	2	1,7	1,7		1,7	1,7		1,7	1,7		1,7	1,7