Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Севастопольский национальный институт ядерной энергии и промышленности

кафедра ЭСиСЭ

Курсовой проект

Тема: «Проектирование районной электрической сети»

Выполнил:

Славинский Г.Н.

Класс 233

Проверил: преподаватель каф. ЭСиСЭ:

Смирнов В.В.

Севастополь

2014 г.

Содержание

1. Цель курсового проекта

2. Требования по обеспечению надежности электроснабжения

3. Составление целесообразных схем развития электрической сети в соответствии с требованиями надежности электроснабжения потребителей

4. Расчет потокораспределения активных мощностей и выбор номинального напряжения в рассматриваемых вариантах сети

5. Выбор сечения проводов линии

6. Выбор сечения проводов по ветвям схем

7. Выбор автотрансформаторов

8. Баланс реактивной мощности в сети

9. Технико-экономическое сравнение целесообразных вариантов районной электрической сети

10. Расчет параметров режима сети в режиме максимальных нагрузок

11. Расчет параметров режима сети в режиме максимальных нагрузок

1. Цель курсового проекта

Целью курсового проекта является закрепление и углубление знаний в области теории и практики проектирования электрических сетей в объеме учебной программы при изучении курса «Электрические сети и системы».

Задачи при курсовом проектировании районных электрических сетей заключаются в следующем:

- выборе конфигурации и основных параметров схемы развития сети;

- выборе трансформаторов, автотрансформаторов и компенсирующих устройств на подстанциях;

- обеспечение требуемого уровня напряжения в сети во всех рабочих режимах путем выбора способов регулирования напряжения на подстанциях путем выбора способов регулирования напряжения на подстанциях районной электрической сети; электроснабжение сеть мощность автотрансформатор

- оценке технико-экономической эффективности принятых решений в курсовом проекте.

2. Требования по обеспечению надежности электроснабжения

Выбор тех или иных схем электрической сети зависит от протяженности линий и передаваемой по ним мощности, а также от надежности электроснабжения. Согласно этим требованиям, электроприемники первой категории должны обеспечиваться электроэнергией от двух независимых источников питания и перерыв электроснабжения может быть допущен лишь на время автоматического ввода резервного питания. Вторая категория электроприемников - это такие, у которых перерыв электроснабжения допускается до включения резервного питания дежурным персоналом или выездной бригадой. Электроснабжение электроприемников третьей категории может выполняться от одного источника питания при условии, что перерывы электроснабжения, необходимые для ремонта, не превышают одних суток.

При разработке схемы электроснабжения необходимо учитывать, что во всех пунктах потребления существуют потребители всех трех категорий, следовательно, к ним выдвигаются разные требования по надежности электроснабжения, соединения оборудования подстанция должны быть согласованы со схемами соединения сети и удовлетворять ее требованиям.

Расчет мощностей по пунктам потребления

Исходные и расчетные данные по подстанциям	ПС-1	ПС-2	ПС-3
Активная мощность потребления в режиме max напряжений. (МВт)	УPпс1	УPсн1	УPнн1	УPпс2	УPсн2	УPнн2	УPпс3	УPсн3	УPнн3
	140	84	56	100	60	40	120	72	48
Коэффициент реактивной мощности tgц в режиме max нагрузок		СН	НН		СН	НН		СН	НН
		0,67	0,61		0,67	0,61		0,67	0,61
Реактивная мощность Qсн= Pcн·tgц (МВар) Qнн = Pнн· tgц	УQвс1	УQсн1	УQнн1	УQвс2	УQсн2	УQнн2	УQпс3	УQсн3	УQнн3
	90,44	56,28	34,16	64,6	40,2	24,4	77,52	48,24	29,28
Полная мощность (МВА)	УSпс1	УSсн1	УSнн1	УSпс2	УSсн2	УSнн2	УSпс3	УSсн3	УSнн3
	166,67	101,1	65,6	119,1	72,2	46,85	142,86	86,7	56,2
Комплексная мощность S = P + jQ (МВА)	140+j90,44	84+j56,28	56+j34,16	100+j64,6	60+j40,2	40+j24,4	120+j77,52	72+j48,24	48+j29,28

3. Составление целесообразных схем развития электрической сети в соответствии с требованиями надежности электроснабжения потребителей первой, второй и третьей категорий

							ПП1				1
1											2
											3
ЦЦП											4
											5
								ППП2			6
											7
		ППП3									8
											9
											10
											11

a в c d e f g h k l m

Масштаб 1:15

Рассчитаем длины линий по пунктам потребления в масштабе

L 01 : ЦП-ПП1 : 10см · 15 км = 150 км

L 02 : ЦП-ПП2 : 11 см · 15 км = 165 км

L 03 : ЦП-ПП3 : 5 см · 15 км = 75 км

L 12 : ПП1-ПП2 : 5 см · 15 км = 75 км

L 23 : ПП2-ПП3 : 8,46 см · 15 км = 127 км

L 13 : ПП1-ПП3 : 10 см · 15 км = 150 км



схема №1 схема №2

схема №3 схема №4

схема №5 схема №6

4. Расчет потокораспределения активных мощностей и выбор номинального напряжения в рассматриваемых вариантах

При предварительном расчете полагаем, что сечения проводников одинаковы во всех ветвях, что значительно упрощает расчет.



Число независимых контуров определим как разность между числом ветвей =5 и нагрузочных узлов = 3.

Число независимых контуров 5 - 3 = 2

P1^*·L01 + (P1^* - P1) · L 12 - (- P1^*+ P1+P2 - P2^*+P3) · L02 = 0

P2^*·L03 + (P2^* - P3) · L 23 - (- P1*+ P1+P2 - P2*+P3) · L02 = 0

380P1^* + 165 P2^* = 69900

367 P2^*+ 165 P1^* = 74640

Проведем проверку:

1 узел: 115 + 25 = 140

2 узел: 151,6 = 120 + 31,6

3 узел: 31,6 + 93,4 = 125

Отсюда видно, что расчет выполнен верно. Значит, составим окончательную схему.



По формуле Илларионова определим напряжения каждой ветви:

Схема №6

Схема №5

По формуле Илларионова определим напряжения каждой ветви:

Схема №4

Схема №3

По формуле Илларионова определим напряжения каждой ветви:

Схема № 2

По формуле Илларионова определим напряжения каждой ветви:

Схема № 1

По формуле Илларионова определим напряжения каждой ветви:

Аварийный режим работы

Рассмотрим работу сети при аварийном режиме. Для этого рассчитаем мощности, напряжение и ток на каждом участке цепи.

Схема №6

(МВт)

(МВт)

P₂₃ = - 5,233 МВт

По формуле Илларионова определим напряжения каждой ветви:

Схема №5



(МВт)

(МВт)

P₂₃ = - 5,233 МВт

По формуле Илларионова определим напряжения каждой ветви:

Схема №4

Схема №3

(МВт)

(МВт)

P₁₂ = 17, 42 (МВт)

По формуле Илларионова определим напряжения каждой ветви:

Схема №2

P1^* = 220 (МВт)

P2^* = 100 (МВт)

Р12 = P1^* - Р1 = 105 (МВт)

По формуле Илларионова определим напряжения каждой ветви:

Схема №1

P2^* = 320 (МВт)

Р23 = 220 (МВт)

Р12 = 115 (МВт

По формуле Илларионова определим напряжения каждой ветви:

Расчет и выбор напряжений по ветвям вариантов сети

Варианты схем	Значения напряжения на отдельных линиях (кВ)
	L1	L2	L3	L4	L5
схема №1	--	--	294,64	178,86	235,516	по формуле
	--	--	330	220	330	по таблице
	--	--	330	330	330	принято
схема №2	230,95	--	186,64	173,19	--	по формуле
	330	--	220	220	--	по таблице
	330	--	330	330	--	принято
схема №3	195,05	174,06	186,64	80,84	--	по формуле
	220	220	220	110	--	по таблице
	220	220	220	220	--	принято
схема №4	185,219	188,15	186,64	--	--	по формуле
	220	220	220	--	--	по таблице
	220	220	220	--	--	принято
схема №5	185,219	192,012	182,315	--	45,44	по формуле
	220	220	220	--	110	по таблице
	220	220	220	--	220	принято
схема №6	146,135	131,3	215,24	195,05	64,516	по формуле
	220	220	220	220	110	по таблице
	220	220	220	220	220	принято

5. Выбор сечения проводов линии

Рассчитываем наибольший рабочий ток по формуле:

Определим cosц по tgц на подстанциях

tgц_н = 0,6; ц = 30,96 ⁰; cosц_н = 0,858

Схема № 6

Вычислим рабочий ток по формуле:

Iр = Iнб · a_i · a_T

Так как линии у нас 220 кВ, то a_i = 1,04; a_T - коэффициент, учитывающий число часов использования max нагрузки линии; Інб и коэффициент попадания в максимум энергосистемы Kм.

a_T = 1,2; Kм = 0,8

Iр (цп-1) = 242,149 (А)

Iр (цп-2) = 556,606 (А)

Iр (цп-3) = 422,55 (А)

Iр (1-2) = 196,83 (А)

Iр (2-3) = 40,83 (А)

Схема № 5

Вычислим рабочий ток по формуле:

Iр = Iнб · a_i · a_T

Iр (цп-1) = 438,98 (А)

Iр (цп-2) = 219,77 (А)

Iр (цп-3) = 361,75 (А)

Iр (2-3) = 19,975 (А)

Схема № 4

Вычислим рабочий ток по формуле:

Iр = Iнб · a_i · a_T

a_T = 1,2; Kм =0,8

Iр (цп-1) = 219.617 (А)

Iр (цп-2) = 200.519 (А)

Iр (цп-3) = 190.971 (А)

Схема № 3

Вычислим рабочий ток по формуле:

Iр = Iнб · a_i · a_T

a_T = 1,2; Kм =0,8

Iр (цп-1) = 334,31 (А)

Iр (цп-2) = 505,48 (А)

Iр (цп-3) = 190.97 (А)

Iр (1-2) = 66,496 (А)

Схема № 2

Вычислим рабочий ток по формуле:

Iр = Iнб · a_i · a_T

a_T = 1,2; Kм =0,8

Iр (цп-1) = 280.091 (А)

Iр (цп-3) = 200.59 (А)

Iр (1-2) = 133.68 (А)

Схема № 1

Вычислим рабочий ток по формуле:

Iр = Iнб · a_i · a_T

a_T = 1,2; Kм =0,8

Iр (цп-3) = 146.411 (А)

Iр (1-2) =407.405 (А)

Iр (2-3) = 280.091 (А)

Рассчитываем наибольший аварийный ток по формуле:

Определим cosц по tgц на подстанциях

tgц_н = 0,6; ц = 30,96 ⁰; cosц_н = 0,858

Схема №6

Вычислим рабочий ток по формуле:

Iр = Iнб · a_i · a_T

Так как линии у нас 220 кВ, то a_i = 1,04; a_T - коэффициент, учитывающий число часов использования max нагрузки линии Інб и коэффициент попадания в максимум энергосистемы Kм.

a_T = 1,2; Kм =0,8

Iр (цп-1) = 438,98 (А)

Iр (цп-2) = 420,77 (А)

Iр (цп-3) = 361,744 (А)

Iр (1-2) = 196,83 (А)

Iр (2-3) = 19,975 (А)

Схема №5

Вычислим рабочий ток по формуле:

Iр = Iнб · a_i · a_T

Iр (цп-1) = 438,98 (А)

Iр (цп-2) = 420,77 (А)

Iр (цп-3) = 361,75 (А)

Iр (2-3) = 19,975 (А)

Схема №4

Вычислим рабочий ток по формуле:

Iр = Iнб · a_i · a_T

a_T = 1,2; Kм =0,8

Iр (цп-1) = 438,98 (А)

Iр (цп-2) = 400,81 (А)

Iр (цп-3) = 381,72 (А)

Схема №3

Вычислим рабочий ток по формуле:

Iр = Iнб · a_i · a_T

a_T = 1,2; Kм =0,8

Iр (цп-1) = 334,31(А)

Iр (цп-2) = 505,48 (А)

Iр (цп-3) = 381,72 (А)

Iр (1-2) = 66,496 (А)

Схема №2

Вычислим рабочий ток по формуле:

Iр = Iнб · a_i · a_T

a_T = 1,2; Kм =0,8

Iр (цп-1) = 559,855 (А)

Iр (цп-3) = 254,48 (А)

Iр (1-2) = 267,203 (А)

Схема №1

Вычислим рабочий ток по формуле:

Iр = Iнб · a_i · a_T

a_T = 1,2; Kм =0,8

Iр (цп-3) = 814,334 (А)

Iр (1-2) = 292,65 (А)

Iр (2-3) = 559,85(А)

6. Выбор сечения проводов по ветвям схем

Выбор сечения проводов производим с учетом аварийного режима на один провод

Тип опор	Конструкция	Линия	Ip/ IАA	Эконом. интервал, мм2	Сечение, мм2	Марка провода
схема 1	2х-цепн	железобетон	L3	146.411	133.1	240	АС 2*240/32
	2х-цепн	железобетон	L4	407.405 (815)	741	400	АС 2*400/51
	2х-цепн	железобетон	L5	280.091	254.63	240	АС 2* 240/32
схема 2	2х-цепн	железобетон	L1	280.091 (560)	509	240	АС 2*240/32
	2х-цепн	железобетон	L3	200.59	185	240	АС2*240/32
	2х-цепн	железобетон	L4	133.68	121.5	240	АС2*240/32
схема 3	1-цепн	железобетон	L1	334,31	303.9	240	АС 240/32
	1-цепн	железобетон	L2	505,48	459.52	240	АС 240/32
	2х-цепн	железобетон	L3	190,86 (381,72)	347	240	АС 240/32
	1-цепн	железобетон	L4	66,496	60.45	240	АС 240/32
схема 4	2х-цепн	железобетон	L1	219,49 (438,98)	399	240	АС 240/32
	2х-цепн	железобетон	L2	200.519	182.29	240	АС 240/32
	2х-цепн	железобетон	L3	190.971	173.61	240	АС 240/32
схема 5	2-цепн	железобетон	L1	219,49 (438,98)	382.5	240	АС 240/32
	1-цепн	железобетон	L2	420,77	382.5	240	АС 240/32
	1-цепн	железобетон	L3	361,75	328	240	АС 240/32
	1-цепн	железобетон	L5	19,975	18.16	240	АС 240/32
схема 6	1-цепн.	железобетон	L1	242,15 (438,98)	399.1	240	АС 240/32
	1-цепн.	железобетон	L2	556,81 (420,77)	382.5	240	АС 240/32
	1-цепн.	железобетон	L3	422,55 (361,74)	384.1	240	АС 240/32
	1-цепн	железобетон	L4	196,83	178.9	240	АС 240/32
	1-цепн	железобетон	L5	40,83 (19,975)	37.1	240	АС 240/32

Примечания:

1.Значения в скобках, приняты по аварийным режимам.

где _i - коэффициент, учитывающий изменения нагрузки по годам эксплуатации. Для линий 110…330 кВ _i = 1,04;

_T - коэффициент, учитывающий число часов использования максимальной нагрузки линии I_нб и коэффициент ее попадания в максимум энергосистемы (К_м). Коэффициент _Т принимаем _Т = 1,2.

В соответствии с данными находим стандартные сечения проводов ВЛ и на основании экономических интервалов токовых нагрузок выбираем сечения проводов ВЛ в ветвях всех вариантов схем.

7. Выбор автотрансформаторов

Выбор количества автотрансформаторов зависит от требований к обеспечению надежности электроснабжения потребителей, питающихся от подстанций. Так как у нас высшее напряжение 220 кВт и в каждом пункте есть потребители первой категории, то устанавливаем по два автотрансформатора.

Суммарная установленная мощность трансформаторов для двухтрансформаторной подстанции:

В настоящее время при выборе номинальной мощности трансформаторов двухтрансформаторной подстанции принимают К = К₁₂/ К_пн = 0,7

Тогда S_T можно рассчитать для двухтрансформаторной подстанции по формуле:

S_T = 0,7S_max

Тогда для ПС-1: S₁ = 0,7·131.5 = 92.05 (МВА)

Для ПС-2: S₂ = 0,7·163 = 114.1 (МВА)

Для ПС-3: S₃ = 0,7·114.4 = 80.08 (МВА)

Для всех подстанций выбираем два автотрансформатора

АТДЦТН 125000/220/10/6

8. Баланс реактивной мощности

Найдем расход реактивной мощности по формуле:

Qp = УPн·tgц + ДQ_Т + ДQ_Л

Расчет будем выполнять по оценочным формулам:

ДQ_Л = ДQ_Л1 +ДQ_Л2+ДQ_Л3 +ДQ_Л4 +ДQ_Л5

Для всех подстанций ДQ_Т = 0,07 Sном

Так как у нас всего 6 автотрансформаторов, то

ДQ_Т = 6·0,07·125 = 52,5 (МВар)

УPн·tgц = 63.5+58+55.2= 176.64 (МВар)

Определим потери в линии по формуле:

ДQ_Л = 0,15Р

Рассчитаем потери для схемы №6

ДQ_Л1 = 0,15·63.436 = 9.515 (МВар)

ДQ_Л2 = 0,15·145.868 = 21.88 (МВар)

ДQ_Л3 = 0,15·110.696 = 16.604 (МВар)

ДQ_Л4 = 0,15·51.564 = 7.735 (МВар)

ДQ_Л5 = 0,15·10.696 = 1.604 (МВар)

Qрасхода = 9.515+21.88+16.604+7.735+1.604= 41.9 (МВар)

Рассчитаем потери для схемы №5

ДQ_Л1 = 0,15·115 = 17.25 (МВар)

ДQ_Л2 = 0,15·110 = 16.535 (МВар)

ДQ_Л3 = 0,15·94.767 = 14.215 (МВар)

ДQ_Л5 = 0,15·5.233 = 0.785 (МВар)

Qрасхода = 47.215 (МВар)

Рассчитаем потери для схемы №4

ДQ_Л1 = 0,15·115 = 17.25 (МВар)

ДQ_Л2 = 0,15·105 = 15.75 (МВар)

ДQ_Л3 = 0,15·100 = 15 (МВар)

Qрасхода = 48 (МВар)

Рассчитаем потери для схемы №3

ДQ_Л1 = 0,15·87.581 = 13.137 (МВар)

ДQ_Л2 = 0,15·132.419 = 19.863 (МВар)

ДQ_Л3 = 0,15·100 = 15 (МВар)

ДQ_Л4 = 0,15·17.419 = 2.613 (МВар)

Qрасхода = 50.613 (МВар)

Рассчитаем потери для схемы №2

ДQ_Л1 = 0,15·220 = 33 (МВар)

ДQ_Л3 = 0,15·100 = 15 (МВар)

ДQ_Л4 = 0,15·105 = 15.75 (МВар)

Qрасхода = 63.75 (МВар)

Рассчитаем потери для схемы №1

ДQ_Л3 = 0,15·320 = 48 (МВар)

ДQ_Л4 = 0,15·15 = 17.25 (МВар)

ДQ_Л5 = 0,15·220 = 33 (МВар)

Qрасхода = 98.25 (МВар)

Определим приходящую мощность:

Qпр = Qэс + Qс

Qэс = 1,08·УРн · tgцг , где tgцг = 0,62 для АЭС.

Qэс = 1,08·320·0,62 = 214.272 (МВар)

Зарядная мощность находится по формуле:

Qс = 14,5·L - на 100 км одноцепной линии.

Qс = Qс_л1 + Qс_л2 + Qс_л3 + Qс_л4 + Qс_л5

Схема №6 Qс_л1 = 0,146 ·67.5= 9.855 (МВар)

Qс_л2 = 0,146·112.5 = 16.425 (МВар)

Qс_л3 = 0,146·135 = 19.71 (МВар)

Qс_л4 = 0,146·52.5 = 7.665 (МВар)

Qс_л5 = 0,146·75 = 10.95 (МВар)

Qприхода = 56.94 (МВар)

Схема №5 Qс_л1 = 0,146 67.5 = 9.855 (МВар)

Qс_л2 = 0,146·112.5 = 16.425 (МВар)

Qс_л3 = 0,146·135 = 19.71 (МВар)

Qс_л5 = 0,146·75 = 10.95 (МВар)

Qприхода = 56.94 (МВар)

Схема №4 Qс_л1 = 0,146 67.5 = 9.855 (МВар)

Qс_л2 = 0,146·112.5 = 16.425 (МВар)

Qс_л3 = 0,146·135 = 19.71 (МВар)

Qприхода = 45.99 (МВар)

Схема №3 Qс_л1 = 0,146 67.5 = 9.855 (МВар)

Qс_л2 = 0,146·112.5 = 16.425 (МВар)

Qс_л3 = 0,146·135 = 19.71 (МВар)

Qс_л4 = 0,146·52.5 = 7.665 (МВар)

Qприхода = 53.655 (МВар)

Схема № 2 Qс_л1 = 0,406 67.5 = 27.405 (МВар)

Qс_л3 = 0, 406·135 = 54.81 (МВар)

Qс_л4 = 0, 406·52.5 = 21.315 (МВар)

Qприхода = 64.605 (МВар)

Схема №1 Qс_л3 = 0.406·135= 54.81 (МВар)

Qс_л4 = 0.406·525 = 21.315 (МВар)

Qс_л5 = 0.406·75 = 30.45 (МВар)

Qприхода = 10.575 (МВар)

Расчет сводного баланса реактивной мощности по вариантам:

Баланс по вариантам	1	2	3	4	5	6
Qрасхода	98.25	63.75	50.613	48	48.8	57
Qприхода	106.58	64.605	53.655	45.99	56.94	65
Q	-8.325	-0.855	-3.042	2.01	-8.14	-8

9. Технико-экономическое сравнение целесообразных вариантов районной электрической сети

Все сопоставляемые варианты должны быть взаимозаменяемыми и обеспечивать одинаковый энергетический эффект. Если варианты существенно различаются по надежности электроснабжения, то рекомендуется в состав приведенных затрат (3), на основании расчета которых собственно и производится ТЭ оценка сравниваемых вариантов, включать ущерб от недоотпуска электроэнергии (У).

Эти расчеты могут быть выполнены по укрупненным показателям на стадии предварительных оценочных вариантов, а также по показателям надежности. В отдельных случаях варианты могут быть выбраны по заданию преподавателя.

Для решения задачи ТЭ оценки сравниваемых вариантов районной сети с учетом требований надежности электроснабжения необходимо для всех целесообразных вариантов предварительно рассчитать потокораспределения мощности по ВЛ без учета потерь мощности, выбрать номинальные напряжения, сечения и марки проводов ВЛ, рассчитать баланс реактивной мощности, выбрать количество и типы трансформаторов (автотрансформаторов) на подстанциях, принять решение по установке на ПС батарей статических конденсаторов, а затем приступить к расчетам приведенных затрат по всем вариантам по формуле:

З = Е_н · К + И,

где Е_н - нормативный коэффициент сравнительной эффективности капитальных вложений, Е_н = 0,12;

К - капитальные вложения, тыс. грн.;

Определим капиталовложения для каждого из сравниваемых вариантов. При этом элементы, повторяющиеся во всех вариантах, не учитываются. Капиталовложения на сооружение линий (К_л) и подстанций (К_п) суммируются для всей сети:

,

и подсчитаем по укрупненным показателям стоимости электрических сетей:

К_л = К_о · l;

где К₀ - стоимость сооружения 1 км линии, тыс. грн.;

l - длина ВЛ, км.

Определим ежегодные издержки:

,

где _ал и _ол - соответственно отчисления на амортизацию и обслуживание линий в %;

Нормы амортизационных отчислений зависят от срока службы сооружений, оборудования, а также от стоимости капитальных ремонтов.

И_пот - потери электроэнергии;

- стоимость потерь 1кВт·ч;

W - потери электроэнергии в кВт·ч (за год).

Определим капиталовложения для каждого из сравниваемых вариантов.

При этом элементы, которые повторяются во всех вариантах, не учитываются, поэтому мы опускаем все затраты связанные с автотрансформаторами.

К =УКл; УКл = У(К₀ · L)

K6 = К_0ас240 (L2+L4+L5+ L3+L1) = 16,4(67.5+112.5+135+52.5+75) = 7257 (тыс. грн.)

K5=К_0ас240 (L2+L3+L5)+К_02ас240·(L1)=16,4(112.5+135+75)+27.8·(67.5) = 7165.5(тыс. грн.)

K4 = К_02ас240 (L2+ L3+ L1) = 27, 8(112.5+135+67.5) = 8757 (тыс. грн.)

K3=К_0ас240 (L4+L1+L2+К_02ас240·(L3)=16,4(52.5+67.5+112.5)+27.8·(135) = 7566 (тыс. грн.)

K2 = К_02ас240 (L2 + L4+ L1) = 33.1(112.5+52.5+67.5) = 7696(тыс. грн.)

K1 = К_02ас240 (L3+L5)+ К_02ас400 (L4) = 33.1(135+75)+38(52.5) = 8946 (тыс. грн.)

Определяем ежегодные издержки на амортизацию и обслуживание ВЛ.

,

где a_ал - отчисления на амортизацию

a_ол - отчисления на обслуживание.

Варианты схем	Кл , тыс. грн	Ил, тыс. грн.
схема №1 схема №2 схема №3 схема №4 схема №5 схема №6	8949 7696 7566 8757 7165.5 7257	250.5 215.5 211.8 245.145 200.6 203.196

Вычисляем ежегодные затраты на возмещение потерь энергии Ипот:

Ипот = в·ДW,

где в - стоимость потерь электрической энергии

в =0,8-1 коп/кВт·ч

Зададимся в = 1 коп/кВт·ч

Потери электрической энергии определим по формуле:

ф = Т · a_max

ф = (0.124+T/10000)² *8760=3195.79 часов

a_max = Kм²

a_max = (0,8)² = 0,64

ДР_кор= ДР_{кор уд.}·L

Для проводов сечением 240/32 удельные потери на корону будут равны 2,4 кВт/км, для проводов сечением 300/39 удельные потери на корону будут равны 2,2 кВт/км

Так как у нас не рассчитана ранее Sнб, то будем ее рассчитывать по формуле:

tgц_ср = усредненное значение для данного напряжения.

Примем tgц_ср = 0,6 для напряжения 220 кВ и 330 кВ.

Схема №6

(МВт·ч)

R₁ = R₀·L1=0,121·67.5 = 8.1675 (Ом)

ДР_кор= ДР_{кор уд.}·L1 = 2,4·67.5 =162 (кВт·км)

(МВт·ч)

R₂ = R₀·L2=0,121·112.5= 13.61 (Ом)

ДР_кор= ДР_{кор уд.}·L2 = 2,4·112.5 = 270(кВт·км)

(МВт·ч)

R₃ = R₀·L3=0,121·135= 16.34 (Ом)

ДР_кор= ДР_{кор уд.}·L3 = 2,4·135 = 324 (кВт·км)

(МВт·ч)

R₄ = R₀·L4=0,121·52.5 = 6.35 (Ом)

ДР_кор= ДР_{кор уд.}·L4 = 2,4·52.5= 126 (кВт·км)

(МВт·ч)

R₅ = R₀·L5=0,121·75 = 9.075 (Ом)

ДР_кор= ДР_{кор уд.}·L5 = 2,4·75 = 180 (кВт·км)

Схема №5

(МВт·ч)

R₁ = R₀·L1=0.121·67.5 = 8.168 (Ом)

ДР_кор= ДР_{кор уд.}·L1 = 2,4·67.5 =162 (кВт·км)

(МВт·ч)

R₂ = R₀·L2=0,121·112.5= 13.61 (Ом)

ДР_кор= ДР_{кор уд.}·L2 = 2,4·112.5 = 270 (кВт·км)

(МВт·ч)

R₃ = R₀·L3=0,121·135 = 16.335 (Ом)

ДР_кор= ДР_{кор уд.}·L3 = 2,4·135 = 324 (кВт·км)

(МВт·ч)

R₅ = R₀·L5=0,121·75 = 9.075 (Ом)

ДР_кор= ДР_{кор уд.}·L5 = 2,4·75 = 180 (кВт·км)

Схема №4

(МВт·ч)

R₁ = R₀·L1=0.121·67.5 = 8.168 (Ом)

ДР_кор= ДР_{кор уд.}·L1 = 2,4·67.5 =162 (кВт·км)

(МВт·ч)

R₂ = R₀·L2=0,121·112.5= 13.61 (Ом)

ДР_кор= ДР_{кор уд.}·L2 = 2,4·112.5 = 270 (кВт·км)

(МВт·ч)

R₃ = R₀·L3 = 0,121·135 = 16.335 (Ом)

ДР_кор= ДР_{кор уд.}·L3 = 2,4·135 = 324 (кВт·км)

Схема №3

(МВт·ч)

R₁ = R₀·L1=0.121·67.5 = 8.168 (Ом)

ДР_кор= ДР_{кор уд.}·L1 = 2,4·67.5 =162 (кВт·км)

(МВт·ч)

R₂ = R₀·L2=0,121·112.5= 13.61 (Ом)

ДР_кор= ДР_{кор уд.}·L2 = 2,4·112.5 = 270(кВт·км)

(МВт·ч)

R₃ = R₀·L3=0,121·135 = 16.335 (Ом)

ДР_кор= ДР_{кор уд.}·L3 = 2,4·135 = 324 (кВт·км)

(МВт·ч)

R₄ = R₀·L4=0,121·52.5 = 6.35 (Ом)

ДР_кор= ДР_{кор уд.}·L4 = 2,4·52.5= 126 (кВт·км)

Схема №2

(МВт·ч)

R₁ = R₀·L1=0,06·67.5 = 4.05 (Ом)

ДР_кор= ДР_{кор уд.}·L1 = 3,3·67.5 =222.75 (кВт·км)

(МВт·ч)

R₃ = R₀·L3=0,06·135 = 8.1 (Ом)

ДР_кор= ДР_{кор уд.}·L3 = 3,3·135 = 445.5 (кВт·км)

(МВт·ч)

R₄ = R₀·L4=0,06·52.5 = 3.15 (Ом)

ДР_кор= ДР_{кор уд.}·L4 = 3,3·52.5 = 173.25 (кВт·км)

Схема №1

(МВт·ч)

R₃ = R₀·L3=0,06·135 = 8.1 (Ом)

ДР_кор= ДР_{кор уд.}·L3 = 3,3·135 = 445.5 (кВт·км)

(МВт·ч)

R₄ = R₀·L4=0.0375·52.5 = 1.197 (Ом)

ДР_кор= ДР_{кор уд.}·L4 = 2.4·52.5 = 126 (кВт·км)

(МВт·ч)

R₅ = R₀·L5=0,06·75 = 4.5 (Ом)

ДР_кор= ДР_{кор уд.}·L5 = 3,3·75 = 247.5 (кВт·км)

Ипот1 = в·УДW 1 = 0,01·50206 = 502.06(тыс. грн.)

Ипот2 = в·УДW 2 = 0,01·19814 = 198.14(тыс. грн.)

Ипот3 = в·УДW 3 = 0,01·44621 = 446.21 (тыс. грн.)

Ипот4 = в·УДW4 = 0,01·45940 = 459.4 (тыс. грн.)

Ипот5 = в·УДW5 = 0,01·40559 = 405.59 (тыс. грн.)

Ипот6 = в·УДW 6 = 0,01·57851 = 578.51 (тыс. грн.)

Потери электроэнергии.

Вариант схемы	УДW
1	50206
2	19814
3	44621
4	45940
5	40559
6	578.51

Сводные данные расчета приведенных затрат сравниваемых вариантов развития сети на первом этапе.

Вариант схемы	Ен·К = 0,12·К	Ил	Ипот	З = Ен·К+ Ил+ Ипот
1	1073.52	250.5	502.06	1826.08
2	923.52	215.5	198.14	1337.16
3	907.92	211.8	446.21	1565.93
4	1050.84	245.196	459.4	1755.5
5	859.86	200.6	405.59	1466.05
6	870.84	203.196	578.51	1652.55

По полученным технико-экономическим расчетам я выбираю для дальнейшего рассмотрения схему №5 и схему №6.

Расчет кольцевой сети: (схема №5)

S₂ = 105+j58 (МВА)

S₃ = 100+j55,2 (МВА)

L2 = 112.5 км

L3 = 135 км

L5 = 75 км

Найдем мощности в точке потокораздела

S₂₃ =Sa3-S3= 10.2+j4.5(МВА)

11 = 67, 5; 12 = 112, 5; 13 = 135; 15 = 75

; ; ;

; ;

; ;

; ; ; ;

; ; ; ;

; ; ; ;

; ; ; ;

; ; ; ;

; ; ; ;

; ; ; ;

; ; ; ;

Таблица.

Линии	Провода	Сопротивления, Ом	Реак. мощн q0 на 100 км
№	Длина км	Марка	N	Активное	Реактивное	полное
				Ro	Rл	Xo	Xл	Zo	Zл
L1	67,5	240/32	1	0,121	8,17	0,435	29,36	0,452	30,48	13,9
L2	112,5	240/32	1	0,121	13,61	0,435	48,9	0,452	50	13,9
L3	135	240/32	1	0,121	16,335	0,435	57,42	0,452	61,02	13,9
L4	52,5	240/32	1	0,121	6,35	0,435	22,83	0,452	23,73	13,9
L5	75	240/32	1	0,121	9,075	0,435	32,63	0,452	33,9	13,9

10. Расчет параметров режима сети Вариант 2 (кольцевой сети) в режиме максимальных нагрузок

1. Параметры сети

Длины ЛЭП км.:

; ; ; ; ;

Сопротивления ЛЭП Ом:

; ;

; ;

Мощности потребляемые с шин СН и НН в режиме максимальных нагрузок без учёта мощности компенсирующих устройств МВАр,МВт:

Подстанция 2:

Подстанция 3:

Ёмкостные проводимости линий в/2 СМ:

1. Напряжения принимаются на первом этапе равными номинальному напряжению сети 220кВ

Расчёт производим как для кольцевой сети

Представляем схему в виде цепи с двухсторонним питанием.

Произведём расчёт для нижней схемы для СН

MBA

Находим поток мощности в линии 23

Нагрузки в узле 3

Потери мощности в линии 23

Мощность в начале линии 23

Мощность в конце линии 02



Потери мощности в линии 02

Мощность в начале продольных сопротивлений линии 02

Напряжение в узле 2 (нулевое приближение)

Мощность в начале линии 02

Напряжение в узле 2 (первое приближение)

Нарпяжение в узле 3 (первое приближение)

Произведём расчёт для НН

2. Мощность на головных участках сети

Находим поток мощности в линии 23

Нагрузки в узле 3

Потери мощности в линии 23

Мощность в начале линии 23



Мощность в конце линии 02

Потери мощности в линии 02

Мощность в начале продольных сопротивлений линии 02

Напряжение в узле 2 (нулевое приближение)



Мощность в начале линии 02

Напряжение в узле 2 (первое приближение)

Напряжение в узле 3 (первое приближение)

11. Расчет параметров режима сети Вариант 2 (кольцевой сети) в режиме максимальных нагрузок

1. Параметры сети

Длины ЛЭП км:

Сопротивления ЛЭП Ом:

Мощности потребляемые с шин СН и НН в режиме максимальных нагрузок без учёта мощности компенсирующих устройств МВАр, МВт:

Подстанция:2

Подстанция 3:

Ёмкостные проводимости линий в/2 СМ:

1. Напряжения принимаются на первом этапе равными номинальному напряжению сети 220кВ

Представляем схему в виде цепи с двухсторонним питанием.

Произведём расчёт для нижней схемы для СН

2. Мощность на головных участках сети

Находим поток мощности в линии 23

Нагрузки в узле 3

Потери мощности в линии 23

Мощность в начале линии 23



Мощность в конце линии 02

Потери мощности в линии 02

Мощность в начале продольных сопротивлений линии 02

Напряжение в узле 2 (нулевое приближение)

Мощность в начале линии 02

Напряжение в узле 2 (первое приближение)

Нарпяжение в узле 3 (первое приближение)



Произведём расчёт для НН

2. Мощность на головных участках сети

Находим поток мощности в линии 23

Нагрузки в узле 3

Потери мощности в линии 23



Мощность в начале линии 23

Мощность в конце линии 02

Потери мощности в линии 02

Мощность в начале продольных сопротивлений линии 02

Напряжение в узле 2 (нулевое приближение)

Мощность в начале линии 02

Напряжение в узле 2 (первое приближение)

Напряжение в узле 3 (первое приближение)

Вариант № 5

Расчет аварийных режимов линий l2 и l5

Линия 2

Линия 5

Размещено на Allbest.ru

...