Выбор схемы электроснабжения сетевого района

Размещено на http://www.allbest.ru/

1. Выбор схемы электроснабжения сетевого района

1.1 Определение потока мощности от электростанции

Определим поток мощности от электростанции В на распределительном устройстве и на линии электропередачи до подстанции А.

Рисунок 1.1 Электрическая сеть от электростанции В до подстанции А

Исходные данные электростанции В приведены в таблице 1. На рисунке 2 изображена схема электростанции.

Рисунок 1.2 Схема электростанции В

мощность электростанция генератор сопротивление



Таблица 1.1 Исходные данные электростанции В

Генератор		Трансформатор		, МВА		, МВА
ТГФ-200	2	ТДЦ-250/220	2	18	0,7	120	0,9	2

Таблица 1.2 Паспортные данные элементов сети

Генератор ТГВ-200
МВА	МВт		кВ
235	200	0,85	15,75
Трансформатор ТДЦ-250/220
МВА	кВ	кВ	%	кВт	кВт	%	Ом	Ом	кВАр
250	242	15,75	11	650	240	0,45	0,6	25,7	1125
Линия электропередач АС - 300
кВ	Ом/км	Ом/км	См/км	А	км
220	0,108	0,429		690	289

Рисунок 1.3 Схема замещения для определения потокораспределения от электростанции В

Расчет параметров схемы замещения:

Мощность выдаваемая с шин генератора, МВт,

(1.1)



Напряжение на шинах генератора, кВ,

(1.2)

Напряжение на шинах подстанции А, кВ,

(1.3)

Расчетная длина линии А-В, км,

(1.4)

Активное сопротивление линии А-В, Ом,

(1.5)

Реактивное сопротивление линии А-В, Ом,

(1.6)



Проводимость линии А-В, См,

(1.7)

Эквивалентные сопротивления трансформатора, Ом,

,

(1.8)

Потери холостого хода трансформатора, МВА,

(1.9)

Коэффициент трансформации,

(1.10)

Мощность нагрузки на генераторном напряжении, МВт,



(1.11)

.

Мощность нагрузки на РУ-110 кВ, МВт,

(1.12)

Расчетная мощность, подходящая к трансформатору, МВА,

(1.13)

Рассчитаем потокораспределение от электростанции В в программе ROOR, все параметры схемы замещения представлены на рисунке 4.

Рисунок 1.4 Схема замещения с параметрами потокораспределения

Зарядная мощность начала линии, МВАр,

(1.14)



Зарядная мощность конца линии, МВАр,

(1.15)

Расчет схемы замещения в программе ROOR:

Ввод данных в программе ROOR:

Таблица 1.3 Данные по узлам

Таблица 1.4 Данные по ветвям

Таблица 1.5 Базисный узел



Результаты при расчете в программе ROOR:

Таблица 1.6 Результаты по узлам

Таблица 1.7 Результаты по ветвям

Схема замещения с параметрами, рассчитанными в программе ROOR, представлена на рисунке 1.5.

1.2 Выбор конфигурации электрической сети

Конфигурация районной электрической сети представляет собой структуру связей пунктов потребления и источников питания, которая зависит от взаимного расположения на плане района, и также от категорий приемников электрической энергии по надежности. При составлении и анализе вариантов конфигурации сети необходимо исходить из основных положений рационального построения схем соединений линий сети:

Питание потребителей района следует осуществлять по кратчайшим связям (линиям) с использованием возможности одной трассы для передачи электроэнергии к пунктам сети, расположенных в одном направлении к источнику питания (ИП).

Передача электроэнергии потребителям должна осуществляться в направлении общего потока мощности от ИП к потребителям района. Следует избегать обратных потоков мощности даже на отдельных участках районной сети, так как это приводит к повышенным капиталовложениям и увеличению потерь мощности.

Применение замкнутых схем для питания нескольких пунктов потребления района экономически целесообразно, если:

суммарная длина линий замкнутой схемы значительно меньше суммарной длины линий разомкнутой резервированной схемы в одноцепном исчислении, что обеспечивает меньшие капиталовложения и расход цветного металла.

при объединении в замкнутый контур нескольких пунктов потребления не образуется протяженных малонагруженных участков, которые используются практически только в послеаварийных режимах.

Схема сети должна предусматривать в перспективе питание всех подстанций, как правило по двум цепям. Сооружение одноцепных тупиковых линий для питания потребителей II и III категорий должно рассматриваться как первый этап развития сети.[1]

Для рассмотрения в курсовом проекте принимаются четыре наиболее выгодные схемы (рисунки 1.6, 1.7, 1.8, 1.9).

По данным курсового проекта определяются длины линий электропередачи, км,

(1.16)



Для выбранных схем будем в дальнейшем вести расчет.

Рисунок 1.6 Схема конфигурации сети №1

Рисунок 1.7 Схема конфигурации сети №2



Рисунок 1.8 Схема конфигурации сети №3

Рисунок 1.9 Схема конфигурации сети №4

1.3 Выбор номинального напряжения сети

В общем случае выбор номинального напряжения районной сети производится одновременно со схемой электрических соединений на основе технико-экономических расчетов. Величиной напряжения определяются параметры линий электропередачи и выбираемого электрооборудования подстанций и сетей, а, следовательно, размеры капиталовложений, расход цветного металла, потери электроэнергии и эксплуатационные расходы.[1]

Номинальное напряжение определяется передаваемой активной мощностью и длиной линии электропередачи. Поэтому для рассчитываемых вариантов необходимо определить потокораспределение в схеме.[1]

Для предварительной оценки номинального напряжения производится расчет по эмпирическим формулам.

Одна одноцепная ЛЭП, кВ:

(1.17)

Две одноцепных ЛЭП, кВ:

(1.18)

Одна двухцепная ЛЭП, кВ:

(1.19)

где l - длина линии, км;

Р - передаваемая активная мощность, МВт;

n - количество параллельных цепей в линии.

На рисунках 1.6, 1.7, 1.8, 1.9 одноцепные ЛЭП обозначены цифрой (1), две двухцепные ЛЭП - (1+1), одна двухцепная ЛЭП - (2). Выбор номинального напряжения можно произвести по области характерного применения различных значений номинального напряжения. Для всех участков замкнутой схемы рекомендуется выбирать одинаковые значения номинального напряжения.[1] Схема конфигурации сети №1. Центром питания для замкнутой части сети является узел 4. Мысленно разрезав сеть по этому узлу, можно представить ее в виде линий с двухсторонним питанием рисунок (рисунок 1.10).



Рисунок 1.10 Потокораспределение активных мощностей в кольце 4-1-5

Распределение реактивных мощностей определяется по длинам линий, Вт,

(1.20)

(1.21)

На участке 1-5 распределение активных мощностей определяется по первому закону Кирхгофа:

(1.22)

Центром питания для замкнутой части сети является узел В. Мысленно разрезав сеть по этому узлу, можно представить ее в виде линий с двухсторонним питанием рисунок (рисунок 1.11).



Рисунок 1.11 Потокораспределение активных мощностей в кольце В-2-3

Распределение реактивных мощностей определяется по длинам линий, Вт,

(1.23)

(1.24)

На участке 3-2 распределение активных мощностей определяется по первому закону Кирхгофа:

(1.25)

Напряжения на каждом участке сети №1, определенные по формулам 1.17, 1.18, 1.19, кВ,

Для линий 4-5, 1-4 и 5-1 целесообразно выбрать напряжение 110кВ, для остальных линий напряжение 220кВ.

Схема конфигурации сети №2

В данной схеме также есть «кольцо» образованное точками 4-1-5. Центром питания для замкнутой части сети является узел 4. Мысленно разрезав сеть по этому узлу, можно представить ее в виде линий с двухсторонним питанием рисунок (рисунок 1.12).

Рисунок 1.12 Потокораспределение активных мощностей в кольце 4-1-5

Распределение реактивных мощностей определяется по длинам линий по формулам (1.20) и (1.21), Вт,

На участке 1-5 распределение активных мощностей определяется по первому закону Кирхгофа по формуле (1.22):

Напряжения на каждом участке сети №3, определенные по формулам 1.17, 1.18, 1.19, кВ,

Таким образом для линий 4-5, 5-1 и 1-4 целесообразно выбрать напряжение 110кВ, для линий А-4, В-3 и В-2 напряжение 220кВ.

Схема конфигурации сети №3

В данной схеме нет «кольца», поэтому расчет распределения активных мощности ведём по первому закону Кирхгофа, МВт,

(1.26)

Напряжения на каждом участке сети №3, определенные по формулам 1.17, 1.18, 1.19, кВ,

Для линий 4-1 и 4-5 целесообразно выбрать напряжение 110кВ, для остальных линий - 220кВ.

Схема конфигурации сети №4

В данной схеме также есть «кольцо» образованное точками 4-1-5. Центром питания для замкнутой части сети является узел 4. Мысленно разрезав сеть по этому узлу, можно представить ее в виде линий с двухсторонним питанием рисунок (рисунок 1.13).

Рисунок 1.13 Потокораспределение активных мощностей в кольце 4-1-5



Распределение реактивных мощностей определяется по длинам линий по формулам (1.20) и (1.21), Вт,

На участке 1-5 распределение активных мощностей определяется по первому закону Кирхгофа по формуле (1.22):

Напряжения на каждом участке сети №4, определенные по формулам 1.17, 1.18, 1.19, кВ,

Таким образом для линий 4-5, 5-1 и 1-4 целесообразно выбрать напряжение 110кВ, для линий А-4, В-3 и В-2 напряжение 220кВ.

Все полученные параметры сведем в таблицу 1.8 и проанализировав полученные значения выберем два более приемлемых варианта конфигурации сети.

Таблица 1.8 Расчет номинального напряжения сети

Линия	Количество сетей	l, км	P, МВт	, кВ	,кВ
Схема конфигурации сети №1
А-4	1+1	26	52	220	220
4-1	1	29	30,96	72	110
4-5	1	35	21,04	61,9
1-5	1	32	5,04	36,9
В-2	1	56	21,44	65,5	220
В-3	1	48	21,56	64,4
3-2	1	65	2,56	37,9
Схема конфигурации сети №2
А-4	1+1	26	52	220	220
4-1	1	29	30,96	72	110
4-5	1	35	21,04	61,9
1-5	1	32	5,04	36,9
В-2	2	56	24	220	220
В-3	2	26	19	220
Схема конфигурации сети №3
А-4	1+1	В-2	80	220	220
4-1	1+1	В-3	36	90,9	110
4-5	2	В-2	16	77,8
В-2	2	56	24	220	220
В-3	2	26	19	220
Схема конфигурации сети №4
А-4	1+1	26	52	220	220
4-1	1	29	30,96	72	110
4-5	1	35	21,04	61,9
1-5	1	32	5,04	36,9
В-2	2	56	24	220	220
В-3	2	48	19	220

Для дальнейших расчетов выберем две схемы замкнутую и разомкнутую.

Выбирем схемы №2 и схемы №3.

1.4 Выбор компенсирующих устройств

На всех подстанциях установлены по два трансформатора. Напряжение на шинах низшего напряжения, к которым присоединяются потребители электрической энергии, равно 10кВ.

Для подстанции 1 реактивная мощность нагрузки определяется по заданному значению коэффициента мощности, МВар:

(1.27)

где - значение заданной максимальной активной мощности нагрузки;

- коэффициент мощности нагрузки, определяемый по заданному значению ,

Предельное значение реактивной мощности равно, МВАр,

(1.28)

где - предельный коэффициент реактивной мощности,

Мощность компенсирующих устройств, МВАр,

(1.29)

Трансформаторы на подстанциях 1, 2, 3, 4, 5 раздельно, каждый на свою секцию шин, нагрузка каждого из них равна половине мощности нагрузки подстанции Поэтому конденсаторные установки должны подключаться к обоим секциям шин 10кВ.

К каждой секции шин можно подключить по одной конденсаторной установке УКЛ(П) 57-10,5-3150У3 и УКЛ(П) 57-10,5-900У3. Суммарная мощность конденсаторных установок на подстанции 1 равна, МВАр,

Расчетная нагрузка на шинах низшего напряжения подстанции 1 после компенсации, МВА,

Результаты расчета для остальных подстанций сведены в таблицу 1.9.

Таблица 1.9 Результаты расчета компенсации реактивной мощности

Параметр	Подстанция
	1	2	3	4	5
, МВт	36	24	19	28	16
	0,85	0,88	0,86	0,89	0,9
, МВАр	22,31	12,95	11,27	14,34	7,75
	0,4	0,4	0,4	0,4	0,4
, МВАр	14,4	9,6	7,6	11,2	6,4
МВАр	7,91	3,37	3,67	3,14	1,35
Количество и тип ККУ, установленных на одной секции	1УКЛ 57-10,5-3150У3 1хУКЛ57-10,5-900УЗ	1УКЛ 57-10,5-1800У3 1хУКЛ57-10,5-150УЗ	1УКЛ 57-10,5-1800У3 1УКЛ 57-10,5-150У3	1УКЛ 57-10,5-1800У3	1УКЛ 57-10,5-450У3 1хУКЛ57-10,5-225УЗ
Количество секций	2	2	2	2	2
МВАр	8,1	3,9	3,9	3,6	1,35
, МВА	36+j14,21	24+j9,05	19+j7,37	28+j10,74	16+j6,4

1.5 Потокораспределение реактивных мощностей

Потокораспределение активных мощностей в сети рассчитано в пункте 1.2. Аналогично определяется распределение реактивных мощностей.

Схема №2

Рисунок 1.14 Распределение реактивных мощностей в схеме №2



Распределение активных мощностей в схеме №2, МВАр,

(1.30)

(1.31)

(1.32)

1.6 Выбор сечения и марок проводов линий электропередач

Выбор сечения проводов ВЛЭП в соответствии с рекомендациями ПУЭ [2] будем производить по экономической плотности тока, порядок расчета при этом следующий:

1. Определяется распределение активных и реактивных мощностей в электрической сети в режиме максимальных нагрузок.

2. Определяются токи на участках рассматриваемой сети, А,

(1.33)



где - активная и реактивная мощности в линии i -j после компенсации реактивной мощности, МВт, Мвар;

- количество цепей или параллельных ЛЭП на данном участке;

- номинальное напряжение рассматриваемой линии, кВ.

3. По таблице П3[1] определяется значение экономической плотности тока .

4. Находится экономическое сечение провода линии i-k, мм2,

(1.34)

5. По таблице П1[1] выбирается марка провода

Выбранные сечения проводов ЛЭП необходимо проверить по нагреву длительно протекающими токами и по потере напряжения. Если ток послеаварийного режима окажется больше допустимого для данной марки провода, то следует выбрать провода с большим сечением.

Проверка по потере напряжения выполняется как для нормального, так и для послеаварийного режимов работы сети. Потери напряжения в процентах от номинального на участке i -k определются по формуле:

(1.35)

где - погонные параметры линии электропередачи, принимаемые в зависимости от марки провода, Ом/км.

Проверка по потере напряжения проводится для того, чтобы напряжение у самого удаленного приемника электрической энергии соответствовало требованиям ГОСТ 13109-97. Поэтому необходимо рассчитать суммарные потери в сети одного номинального напряжения от центра питания, в котором осуществляется регулирование напряжения, до электрически удаленного узла и сравнить их с допустимой величиной 10-15 %.

Если потери напряжения будут больше указанных допустимых значений, то рекомендуется выбрать провода с большим сечением или перейти к более высоким значениям номинального напряжения линий.

Схема №2 Номинальное напряжение линии А-4, В-2, В-3 - 220кВ, остальные сети - 110кВ. Время использования максимальных нагрузок . Распределение активных и реактивных мощностей рассчитано в пунктах 1.2 и 1.4. Токи в линиях в нормальном режиме максимальных нагрузок определяюся по формуле 1.33, А,

Экономическая плотность тока для сталеалюминиевых проводов при равна 1,1 А/мм2. Экономическое сечение будет равно, мм2,

Таким образом следует выбрать провод марки АС-240.

Результаты остальных расчетов сведены в таблицу 1.10.

Таблица 1.10 Результаты выбора сечений проводов линий электропередачи для схемы №2

Линия	Количество цепей	МВА	Uном, кВ	Imax, A	Марка провода	Iдоп, А	Iпав, А	Отключение линии
А-4	1+1	52+j20,61	220	73,39	АС-240	610	146,8	1цепь
4-1	1	30,96+j12,25	110	174,76	АС-185	510	450,9	4-5
5-1	1	5,04+j1,96	110	28,38	АС-95	330	293,6 293,6	4-5 4-1
4-5	1	21,04+j8,36	110	118,83	АС-185	510	450,9	4-1
В-2	2	24+j9,05	220	33,66	АС-240	610	67,32	1 цепь
В-3	2	19+j7,37	220	26,74	АС-240	610	53,48	1 цепь

Проверку выбранных проводов по нагреву данной сети необходимо провести для следующих послеаварийных режимов:

Обрыв линии 4-5.

Потокораспределение в сети в данном режиме определяется по первому закону Кирхгофа:

Обрыв линии 4-1.

3. Отключение одной линии на участке А-4, В-2 или на участке В-3. Этот режим характеризуется увеличением тока, протекающего по оставшейся в работе линии, в два раза по сравнению с нормальным режимом.

Соответствующие этим режимам токи приведены в таблице 1.10.

Сравнение токов послеаварийных режимов для каждой линии с допустимыми по нагреву показало, что для каждого участка сети , следовательно, все марки проводов выдерживают нагрев длительно протекающими токами.

Рассчитаем потери напряжения в процентах от номинального на участках линии по формуле 1.35.

Для линии 4-5, выполненной проводом марки АС-185, Ом/км, , Ом/км. Потеря напряжения в нормальном режиме работы сети в данной линии, %:

При отключении линии 4-1, измениться потокораспределение сети, соответственно изменятся и потери напряжения для линии 4-5, %,

Результаты расчета потерь напряжения для остальных участков сведены в таблице 1.11.

Таблица 1.11 Результаты расчета потерь напряжения

Линия	Uном, кВ	F, мм2	l, км	r0, Ом/км	x0, Ом/км	Нормальный режим	Послеаварийный режим
						Р, МВт	Q, МВАр	U, %	Р, МВт	Q, Мвар	U, %	Отключена линия
А-4	220	240	26	0,118	0,435	52	20,61	0,41	52	20,61	0,82	1 цепь
4-1	110	185	29	0,170	0,409	30,96	12,25	2,46	80	31,35	6,33	4-5
4-5	110	185	35	0,170	0,409	21,04	8,36	2,02	80	31,35	7,64	4-1
В-3	220	240	26	0,118	0,435	19	7,37	0,15	19	7,37	0,30	1 цепь
В-2	220	240	56	0,118	0,435	24	9,05	0,35	24	9,05	0,70	1 цепь
5-1	110	95	32	0,330	0,429	5,04	1,96	0,66	52	20,61	6,88	4-5
											6,88	4-1

Для схемы №2 в сети 110кВ удаленным будет узел 1, следовательно потери напряжения от узла В до узла 1 равны, %,

(1.36) .

(1.37) .

Все потери напряжения меньше допустимых 15%.

Во всех послеаварийных режимах потери напряжения не превышают допустимых значений.

В результате можно констатировать, что выбранные марки проводов воздушных линий электропередачи удовлетворяют условиям работы как нормальном, так и в послеаварийных режимах.

Схема №3

Номинальное напряжение линии А-4, В-3, В-2 - 220 кВ, остальные сети - 110кВ. Время использования максимальных нагрузок .

Распределение активных и реактивных мощностей рассчитано в пунктах 1.2 и 1.4.

Токи в линиях в нормальном режиме максимальных нагрузок определяюся по формуле 1.33, А,

Экономическая плотность тока для сталеалюминиевых проводов при равна 1,1 А/мм2. Экономическое сечение будет равно, мм2,

Таким образом следует выбрать провод марки АС-240.

Результаты остальных расчетов сведены в таблицу 1.12.

Таблица 1.12 Результаты выбора сечений проводов линий электропередачи для схемы №3

Линия	Количество цепей	МВА	Uном, кВ	Imax, A	Марка провода	Iдоп, А	Iпав, А	Отключение линии
А-4	1+1	52+j20,61	220	73,39	АС-240	610	146,8	1цепь
4-1	1+1	36+j14,21	110	101,57	АС-95	330	203,1	1 цепь
4-5	2	16+j6,4	110	45,22	АС-70	265	90,44	1 цепь
В-2	2	24+j9,05	220	33,66	АС-240	610	67,32	1 цепь
В-3	2	19+j7,37	220	26,74	АС-240	610	53,48	1 цепь

Проверку выбранных проводов по нагреву данной сети необходимо провести для следующих послеаварийных режимов:

Отключение одной линии на всех участках схемы характеризуется увеличением тока, протекающего по оставшейся в работе линии, в два раза по сравнению с нормальным режимом.

Соответствующие этим режимам токи приведены в таблице 1.12.

Сравнение токов послеаварийных режимов для каждой линии с допустимыми по нагреву показало, что для каждого участка сети , следовательно, все марки проводов выдерживают нагрев длительно протекающими токами. Рассчитаем потери напряжения в процентах от номинального на участках линии по формуле 1.35. Для линии А-4, выполненной проводом марки АС-240, Ом/км, Ом/км. Потеря напряжения в нормальном режиме работы сети в данной линии, %:

При отключении одной линии на участке А-4, потери напряжения для этого участка увеличатся в два раза, %,

Результаты расчета потерь напряжения для остальных участков сведены в таблице 1.13.

Таблица 1.13 Результаты расчета потерь напряжения

Линия	Uном, кВ	F, мм2	l, км	r0, Ом/км	x0, Ом/км	Нормальный режим	Послеаварийный режим
						Р, МВт	Q, МВАр	U, %	Р, МВт	Q, Мвар	U, %	Отключена линия
А-4	220	240	26	0,118	0,435	52	20,61	0,41	52	20,61	0,82	1 цепь
4-1	110	95	29	0,330	0,429	30,96	12,25	1,85	36	14,21	4,31	1 цепь
4-5	110	70	35	0,460	0,444	21,04	8,36	1,94	16	6,4	2,95	1 цепь
В-3	220	240	26	0,118	0,435	19	7,37	0,15	19	7,37	0,30	1 цепь
В-2	220	240	56	0,118	0,435	24	9,05	0,35	24	9,05	0,70	1 цепь

Все потери напряжения меньше допустимых 15%. Во всех послеаварийных режимах потери напряжения не превышают допустимых значений. В результате можно констатировать, что выбранные марки проводов воздушных линий электропередачи удовлетворяют условиям работы как нормальном, так и в послеаварийных режимах.

1.7 Структурные схемы подстанций

Выбор мощности трансформаторов подстанций

Число трансформаторов, устанавливаемых на подстанциях всех категорий, принимается, как правило, не более двух. Установка более двух трансформаторов может быть допущена на основе технико-экономических расчетов, а также в тех случаях, когда на подстанции требуются два средних напряжения.

Мощность трансформаторов выбирается так, чтобы при отключении наиболее мощного из них на время ремонта или замены оставшиеся в работе обеспечивали питание нагрузки с учетом их допустимой по техническим условиям на трансформаторы аварийной перегрузки и резерва по сетям СН и НН.

При отсутствии графиков нагрузки потребителей проектируемого сетевого района выбор мощности трансформаторов на подстанциях рекомендуется производить из условия равенства их номинальных мощностей и выполнения неравенства:

(1.38)

где - значение наибольшей мощности, протекающей через наиболее загруженную обмотку трансформатора подстанции;

1,4 - условно принимаемый коэффициент допустимой аварийной перегрузки.

На однотрансформаторных подстанциях номинальная мощность трансформатора выбирается с учетом требований, которые рекомендуют принимать мощность силового трансформатора согласно формуле:

(1.39)

При росте нагрузки сверх расчетного уровня увеличение мощности подстанции производится, как правило, путем замены трансформаторов на более мощные. Установка дополнительных трансформаторов должна иметь технико-экономическое обоснование.

Трансформаторы подстанций должны быть оборудованы устройством регулирования напряжения под нагрузкой (РПН). При отсутствии трансформаторов с устройством РПН допускается дополнительно устанавливать регулировочные трансформаторы.[1]

Выбор трансформантов для схем 2 и 3 представлен в таблицах 1.12 и 1.13.

Таблица 1.14 Трансформаторы, устанавливаемые на подстанциях 2 и 3

№	MBA	MBA		MBA		MBA	Тип трансформатора
1	36+j14,21	110	2	27,09		25	2ЧТРДН-25000/110
2	24+j9,05	220	2	17,96		40	2ЧТРДН-40000/220
3	19+j7,37	220	2	14,27		40	2ЧТРДН-40000/220
4	28+j10,74	220	2	20,99		40	2ЧТРДН-40000/220
5	16+j6,4	110	2	12,06		10	2ЧТДН-10000/110

Для выбора наиболее целесообразного варианта электрической сети необходимо учитывать стоимость оборудования подстанции. Поэтому должны быть намечены схемы электрических соединений подстанций. Способ присоединения подстанции в сети и ее главная схема определяются типом подстанции (узловая, проходная, тупиковая), числом отходящих линий, классом напряжения. Структурные схемы рассматриваемых вариантов сетей изображены на рисунках 1.15 и 1.16. Схемы электрических соединений изображены на рисунках 1.17 и 1.18.

Рисунок 1.15 Структурная схема сети №2

Рисунок 1.16 Структурная схема сети №3



Рисунок 1.17 Электрическая схема сети №2

Рисунок 1.18 Электрическая схема сети №3

1.8 Технико-экономическое сравнение вариантов

Задачей технического анализа является определение технической осуществимости проекта, который выполняется в ходе составления вариантов возможной конфигурации сети и выбора основного оборудования. В результате финансово-экономического анализа дается оценка соответствия проекта критериям экономической эффективности инвестиций.

Выбор наиболее экономичного варианта производится методом сравнения дисконтированных издержек, рассчитываемых для каждого варианта. С учетом особенностей электроэнергетики при финансово-экономическом обосновании варианта используется критерий минимума дисконтированных издержек:

(1.39)

где K- капитальные вложения в сооружение сети;

- издержки на капитальный и текущий ремонт и обслуживание;

- издержки на возмещение потерь электрической энергии;

i-коэффициент дисконтирования, зависящий от условий финансирования, равный предельной норме эффективности капитала для данного интервала (для условий финансирования электроэнергетики данную величину можно принять равной 0,08-0,15; в курсовом проекте принимается );

Т- расчетный период, равный жизненному циклу проекта; расчетный период принимается, исходя из нормы амортизации по электрооборудованию, равным 22 года.

Линий электропередач выполнены на железобетонных опорах. Сеть располагается во втором районе по гололеду. Для наглядности параметры расчетов для схемы №2 будут иметь верхний индекс 2, а для схемы №3 индекс 3.

Суммарные капиталовложения на сооружение линий электропередачи:

(1.40)



где -укрупнённый показатель стоимости 1 км воздушной линии на i-ом участке сети;

- протяженность i-го участка;

- количество одноцепных линий на i-ом участке сети;

N-количество участков.

(1.41)

тыс.руб.

(1.42)

тыс.руб.

Суммарные капиталовложения на сооружение подстанций:

(1.43)

где -стоимость сооружения i-й подстанций, тыс. руб.

определяется суммированием стоимости силовых и регулировочных трансформаторов , компенсирующих устройств , распределительных устройств ,постоянной составляющей затрат на сооружение подстанций .

Стоимость трансформаторов на i-ой подстанции в случае установки однотипных трансформаторов определяется по выражению:

(1.44)

где - укрупненный показатель стоимости, включающий (кроме стоимости самого трансформатора) затраты на монтаж, ошиновку, заземление, контрольные кабели, релейную защиту.

(1.45)

При расчете стоимости распределительных устройств на каждой подстанции следует учесть капитальные затраты на распределительные устройства высшего, среднего (при его наличии) и низшего напряжений. Стоимость сооружения распределительных устройств каждого номинального напряжения равна:

(1.46)

где и - соответственно число ячеек с выключателями и стоимость каждой ячейки. Число ячеек на РУ 10кВ, определяется по формуле:



(1.47)

В стоимость ячейки кроме стоимости самого выключателя входят стоимости всех элементов (разъединителей, измерительных трансформаторов, защитных аппаратов и т.д), а также стоимости монтажа оборудования.

(1.48)

Стоимость компенсирующих устройств определяется по удельной стоимости и мощности установленных компенсирующих устройств:

(1.49)

(1.50)

Постоянная часть затрат , которая приближенно определяется в зависимости от напряжения и электрической схемы подстанции на стороне ВН, включает в себя стоимость сооружения общеподстанционного пункта управления, компрессорной, аппаратной маслохозяйства и складов масла, коммуникаций тепло- и водоснабжения, подъездных путей, освоения, планировки и озеленения площадки и т.п.

(1.51)

Суммарные капиталовложения на сооружение подстанций равны:

(1.52)

Капитальные вложения в сооружение сети:

(1.53)

Ежегодные издержки на обслуживание, текущий и капитальный ремонт линий и оборудования подстанций определяются капитальными затратами на данный элемент системы и нормы отчислений.

(1.54)



где и - нормы отчислений на ремонт и обслуживание воздушных линий и оборудования подстанций соответственно.

Определяются издержки, идущие на ремонт и обслуживание подстанций расчетной схемы:

Ежегодные затраты на возмещение потерь электроэнергии определяются по стоимости 1 кВтч электроэнергии:

(1.55)

где - стоимость 1 кВтч электроэнергии ( в курсовой работе принимается =1,9 руб/ кВт·ч);

-суммарные потери электроэнергии в электрической сети,.

Потери электроэнергии состоят из потерь холостого хода и нагрузочных потерь :

(1.56)

Потери холостого хода - потери в стали трансформаторов, которые определяются по времени работы трансформаторов , МВт·ч,

(1.57)



Нагрузочные потери определяются величиной мощности нагрузки , номинальным напряжением , сопротивлением элемента сети и временем максимальных потерь :

Нагрузочные потери в линиях электропередачи , МВт·ч:

(1.58)

где - мощность протекающая по участку i-j в режиме максимальных нагрузок;

- удельное активное сопротивление i-j участка сети, Ом;

-длина участка, км;

n- количество цепей.

Нагрузочные потери в трансформаторах , МВт·ч:

(1.59)

где и -активная и реактивная мощности протекающие через трансформатор в режиме максимальных нагрузок; -активное сопротивление трансформатора, Ом; -время максимальных потерь, ч; n- количество трансформаторов.

Время максимальных потерь , ч,



(1.60)

Суммарные потери электроэнергии в ЛЭП рассчитаны по формуле (1.58) и представлены в таблице 1.15 и 1.16,

Таблица 1.15 Потери электроэнергии в ЛЭП для схемы №2

Линия	,МВА	,Мвар	,кВ	Число линий	,Ом	L,км	?, МВт
А-4	52	20,61	220	1+1	0,118	26	559,78
4-1	30,96	12,25	110	1	0,170	29	2548,44
4-5	21,04	8,36	110	1	0,170	35	1423,87
1-5	5,04	1,96	110	1	0,330	32	143,26
В-3	19	7,37	220	2	0,118	26	73,83
В-2	24	9,05	220	2	0,118	56	249,79

Таблица 1.16 Потери электроэнергии в ЛЭП для схемы №3

Линия	,МВА	,Мвар	,кВ	Число линий	,Ом	L,км	?, МВт
А-4	52	20,61	220	1+1	0,118	26	559,78
4-1	36	14,21	110	1+1	0,330	29	3339,81
4-5	16	6,4	110	2	0,460	35	1118,28
В-3	19	7,37	220	2	0,118	26	73,83
В-2	24	9,05	220	2	0,118	56	249,79

Суммарные потери электроэнергии в трансформаторах, для схем №2 и №3 рассчитаны по формуле (1.59) и представлены в таблице 1.17

Таблица 1.17 Потери электроэнергии в трансформаторах

п/ст	,МВА	,Мвар	,кВ	Число трансформаторов	,Ом	?, МВт
1	36	14,21	110	2	2,54	526,69
2	24	9,05	220	2	5,6	127,50
3	19	7,37	220	2	5,6	80,49
4	28	10,74	220	2	5,6	174,29
5	16	6,4	110	2	7,95	326,81

Суммарные потери электроэнергии,

(1.61)

Затраты на возмещение потерь электрической энергии:

Дисконтированные издержки для схемы №2:

Дисконтированные издержки для схемы №3:

Вариант схемы №2 экономически более выгоден для строительства и эксплуатации, чем вариант схемы №3, так как его дисконтированные издержки получаются меньше, чем схемы №3. Таким образом вдальнейших расчетах целесообразно будет использовать более экономически выгодную схему №2.

Размещено на Allbest.ru

...