Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

Введение

1. Задание на выполнение курсового проекта

2. Разработка вариантов развития сети

3. Выбор номинального напряжения сети

4. Расчет токораспределения в сети

5. Выбор сечений линий электропередач

6. Выбор трансформаторов на понижающих подстанциях

7. Выбор схем подстанций

8. Экономическое сопоставление вариантов сети

9. Расчет установившихся режимов

10. Проверка расчетов в программе Rastr

Заключение

Список литературы

Введение

Развитие энергетики России, усиление связей между энергосистемами требует расширения строительства электроэнергетических объектов, в том числе линий электропередач и подстанций напряжением 35-110 кВ переменного тока.

В составе Единой энергосистемы России в настоящее время работают параллельно 6 объединенных энергетических систем (ОЭС) России: Центра, Средней Волги, Урала, Северо-запада России, Северного Кавказа, Сибири - в которые входят 65 энергосистем. ОЭС Востока работает в настоящее время изолировано от ЕЭС.

Электростанциями, входящими в ЕЭС, вырабатывается более 90% электроэнергии, производимой в независимых государствах - бывших республиках СССР. Объединение энергосистем в ЕЭС позволяет:

- обеспечить снижение необходимой суммарной установленной мощности электростанций за счет совмещения максимумов нагрузки энергосистем, имеющих разницу поясного времени и отличия в графиках нагрузки; сократить требуемую резервную мощность на электростанциях;

- осуществить наиболее рациональное использование располагаемых первичных энергоресурсов с учетом изменяющейся топливной конъюнктуры; удешевить энергетическое строительство; улучшить экологическую ситуацию.

Развитие энергетики России, усиление связей между энергосистемами требует расширения строительства электроэнергетических объектов, в том числе линий электропередач и подстанций напряжением 35-110кВ переменного тока. Проектирование электрической сети, включая разработку конфигурации сети и схемы подстанции, является одной из основных задач развития энергетических систем. Качественное проектирование является основой надежного и экономичного функционирования электроэнергетической системы.

Проектирование электрической сети сводится к разработке конечного числа рациональных вариантов развития электрической сети, обеспечивающих надежное и качественное электроснабжение потребителей электроэнергией в нормальных и послеаварийных режимах. Выбор наиболее рационального варианта производится по экономическому критерию. При этом все варианты предварительно доводятся до одного уровня качества и надежности электроснабжения. Экологический, социальный и другие критерии при проектировании сети учитываются в виде ограничений.

С точки зрения системного подхода следует вести проектирование для всей сети электроэнергетической системы, начиная от шин электростанций и включая всех потребителей. При этом необходимо рассматривать схемы электростанций и подстанций, решать вопросы защиты от перенапряжения, выбирать устройства защиты и автоматики для автоматического управления и регулирования режима работы электрической системы, включая сети всех напряжений. Такая задача чрезмерно громоздка, практически ее можно решать только по частям - проектировать отдельно сети различных назначений, электростанции и подстанции, защиту от перенапряжения, релейную защиту, устройства автоматики и т.д. При проектировании каждой из этих частей отдельные части представляются приближенно, в них учитываются лишь влияющие на данную часть элементы, для которых предполагаются типовые решения. В дальнейшем эти полученные при проектировании решения уточняются и согласовываются.

сеть токораспределение трансформатор подстанция

1. Задание на выполнение курсового проекта

Схема района развития сети показана на рис. 1. Мощности нагрузок узлов приведены в таблице 1.

Дополнительные данные:

- вариант - 25;

- cosц = 0,9 - для всех нагрузок;

- потребители узлов 13 - III категории надежности, потребители

остальных узлов II, I категории надежности;

- номинальное напряжение потребителей 10 кВ;

- Т_max нагрузок - 4500ч;

- район проектирования - Казахстан и Ср. Азия;

- масштаб: 1 см = 10 км.

Таблица 1. Мощности нагрузок узлов

Узел	2	3	5	6	13
P, МВт	30	35	40	20	10

Рисунок 1. Исходная схема района развития сети.

2. Разработка вариантов развития сети

Схемы электрических сетей должны обеспечить необходимую надежность электроснабжения, требуемое качество энергии у потребителей, удобство и безопасность эксплуатации, возможность дальнейшего развития сети и подключения новых потребителей. К дальнейшему рассмотрению предложены все 5 вариантов развития сети.

В соответствии с ПУЭ нагрузки I категории должны обеспечиваться электроэнергией от двух независимых взаимно резервирующих источников питания (допускается от двух секций шин районных подстанций), и перерыв их электроснабжения при нарушении электроснабжения от одного из источников питания может быть допущен лишь на время автоматического восстановления питания. Для электроприемников II категории при нарушении электроснабжения от одного из источников питания допустимы перерывы электроснабжения на время, необходимое для включения резервного питания действиями дежурного персонала или выездной оперативной бригады. Для электроприемников III категории электроснабжение может выполняться от одного источника питания при условии, что перерывы электроснабжения, необходимые для ремонта или замены поврежденного элемента системы электроснабжения, не превышают 1 суток.

В большинстве случаев двухцепная ЛЭП не удовлетворяет требованиям надежности электроснабжения потребителей I и II категорий, так как при повреждении опор возможен перерыв питания. Для таких потребителей следует предусматривать не менее двух одноцепных линий. Для электроприемников Ш категории допустимо питание по одной линии при технико-экономическом обосновании такого варианта, то есть при учете ущерба от недоотпуска электроэнергии при перерыве питания.

При разработке вариантов электроснабжения потребителей (рис. 2, 3, 4, 5, 6), учтено наличие двух существующих линий 110 кВ сечением АС-240 между питающей подстанцией 1 и узлом 2 мощностью 30 МВт.

В варианте 2 радиальная схема. В варианте 1 кольцевая схема. В вариантах 3, 4, 5 смешанные схемы, где в 5 - м варианте узлы 1, 2, 5, 13 соединяются в кольцо, а в 3-м в кольцо объединены узлы 1, 2, 3. В 4 варианте объединены в первое кольцо узлы 1, 2, 3 и второе кольцо узлы 2, 5, 6.

Рисунок 2.1 - Исходная схема развития сети

Рисунок 2.2 - Вариант 1

Рисунок 2.3 - Вариант 2

Рисунок 2.4 - Вариант 3

Рисунок 2.5 - Вариант 4

Рисунок 2.6 - Вариант 5

3. Выбор номинального напряжения сети

Для расчета напряжения будем использовать формулу Г.А.Илларионова [6, формула 6.25], дающую удовлетворительные результаты для шкалы напряжений от 35 до 1150 кВ,

,

где - передаваемая по линии мощность, МВт;

- длина линии, км;

- количество параллельных цепей на участке.

Рассмотрим выбор номинального напряжения сети на примере варианта 1. Выбор номинального напряжения сети по остальным вариантам производится аналогичным образом.



Рисунок 3.1 - Потокораспределение в кольце для варианта 1

89,12+45,88=30+35+20+40+10

135=135

Вариант 2

U13-1 ,кВ	U1-3 ,кВ	U3-6 ,кВ	U1-2 ,кВ	U2-5 ,кВ
81,3	159,3	105,2	158,9	136,1

Вариант 3

U13-1 ,кВ	U1-3 ,кВ	U3-2 ,кВ	U1-2 ,кВ	U3-6 ,кВ	U6-5 ,кВ
81,29	133,7	94,86	154	143,4	141,75

Вариант 4

U13-1 ,кВ	U1-2 ,кВ	U3-2 ,кВ	U1-3 ,кВ	U2-6,кВ	U2-5,кВ	U6-5,кВ
81,3	161,5	70,6	122,3	91,7	102,5	45,9

Вариант 5

U1-2 ,кВ	U2-5,кВ	U5-13 ,кВ	U13-1 ,кВ	U3-1, кВ	U3-6, кВ
147,15	84,22	84,14	94	159,3	105,24

Учитывая существующую ЛЭП в и результаты расчетов, выбираем во всех вариантах класс номинального напряжения 110 кВ.

4. Расчет токораспределения в сети

Рассмотрим определение токораспределения в сети на примере расчета варианта 1. Выбор токораспределения в сети по остальным вариантам производится аналогичным образом. Нагрузочные токи сети определяются по соотношению:

(4.1)

Токи нагрузок узлов:

кА.

кА.

кА.

кА.

кА.

Токи на участках сети:

кА;

кА;

кА;

кА;

кА.

кА.

Рисунок 4.1 - Вариант 1

Вариант 2

I13-1 ,кА	I1-3 ,кА	I3-6 ,кА	I1-2 ,кА	I2-5 ,кА
0,058	0,321	0,117	0,409	0,233

Вариант 3

I13-1 ,кА	I1-3 ,кА	I3-2 ,кА	I1-2 ,кА	I3-6 ,кА	I6-5 ,кА
0,058	0,372	0,183	0,358	143,4	0,233

Вариант 4

I13-1 ,кА	I1-2 ,кА	I3-2 ,кА	I1-3 ,кА	I2-6,кА	I2-5,кА	I6-5,кА
0,058	0,439	0,086	0,290	0,148	0,201	0,031

Вариант 5

I1-2 ,кА	I2-5,кА	I5-13 ,кА	I13-1 ,кА	I3-1, кА	I3-6, кА
0,298	0,123	0,110	0,168	0,321	0,117

5. Выбор сечений линий электропередачи

Выбор сечений проводов воздушных линий электропередачи 35-500 кВ будем выполнять по экономическим интервалам.

Экономические интервалы для различных стандартных сечений определенного класса напряжения получены при построении зависимости приведенных затрат в сооружение 1 км линии от тока.

Сечение F₁,F₂,…F₃ - стандартные сечения для класса номинального напряжения U_ном. Экономические интервалы однозначно определяют сечение воздушной линии в зависимости от тока максимального нормального режима . Если ток в линии лежит в интервале от 0 до 85 - наиболее экономично сечение F₁, при токе от 85 до 180 - сечение F₂ и т.д. Здесь понимается ток в одной цепи линии. Экономические интервалы сечений приведены в [1, табл. 1.12].

На рисунке 5.1 представлены экономические интервалы сечений для напряжения U_ном=110 кВ, II-му типу по гололеду, материал опор - сталь, тип опор - одноцепные, в скобках указаны значения для двухцепных опор.



Рисунок 5.1 - Экономические интервалы сечений

Рассмотрим выбор сечений на примере варианта 1. Выбор сечений по остальным вариантам производится аналогичным образом.

Участок 1 - 2. I_ц=520/2=260 А. Существующую линию сечением 2АС - 240/39 проверяем по допустимому току . I_ц=520 А < . В аварийном режиме (при обрыве одной из двух цепей) I_max= 520 А, таким образом условие I_max < I_доп соблюдается и сечение проходит.

Участок 1 - 13. I_ц=268/2=130 А. Выбираем на данном участке линию с проводом АС - 120/19, . В аварийном режиме (при обрыве одной из двух цепей) I_ц = 268 А, таким образом, условие I_мах < I_доп соблюдается и сечение проходит.

Участок 2 - 3. I_ц=340 А. Выбираем на данном участке линию с проводом АС - 240/39, .

Участок 3 - 6. I_ц=140 А. Выбираем на данном участке линию с проводом АС - 120/19, .

Участок 6 - 5. I_ц=24 А. Выбираем на данном участке линию с проводом АС - 70/11, .

Участок 13 - 5. I_ц=209 А. Выбираем на данном участке линию с проводом АС - 240/39, .

Проверяем выбранные сечения в аварийных режимах.

Кольцо 1-4-8-6-2-1. Максимальный ток по сечению возникает при обрыве одного из участков.

Обрыв 1-2:

Рисунок 5.2 - Токораспределение в кольце для варианта 1

при обрыве 1-2.

Участок 1 -13. На данном участке при обрыве 1 - 2 ток I_маxАВ = 788/2=394 А. Следовательно, выбранный провод АС - 120/19, в аварийном режиме не проходит, так как условие I_махAB < I_доп не соблюдается. Выбираем два провода АС - 240/39, . В нормальном режиме I_мах = 268/2=134 А, таким образом, условие I_мах < I_доп соблюдается и сечение проходит по экономическим условиям.

Участок 13 - 5. На данном участке при обрыве 1 - 2 ток I_мах = 729 А. Следовательно, выбранный провод АС - 240/39, в аварийном режиме не проходит, так как условие I_махAB < I_доп не соблюдается. Выбираем два провода 120/19, I_доп=390 А. В нормальном режиме I_мах = 290/2=145 А, таким образом, условие I_мах < I_доп соблюдается и сечение проходит по экономическим условиям.

Участок 5 - 6. На данном участке при обрыве 1 - 2 ток I_мах = 496 А. Следовательно, выбранный провод АС - 70/11, . в аварийном режиме не проходит, так как условие I_махAB < I_доп не соблюдается. Выбираем провод АС - 240/39, .

Участок 6 - 3. На данном участке при обрыве 1 - 2 ток I_мах = 379 А. Следовательно, выбранный провод АС - 120/19, в аварийном режиме проходит, так как условие I_мах < I_доп соблюдается.

Участок 3 - 2. На данном участке при обрыве 1 - 2 ток I_мах = 175 А. Следовательно, выбранный провод АС - 240/39, в аварийном режиме проходит, так как условие I_мах < I_доп соблюдается.

Обрыв 1-2:

Рисунок 5.2 - Токораспределение в кольце для варианта 1

при обрыве 1-13.

Участок 1 -2. На данном участке при обрыве 1 - 13 ток I_маxАВ = 788/2=394 А. Следовательно, выбранный провод 2 АС - 240/39, в аварийном режиме проходит, так как условие I_махAB < I_доп соблюдается.

Участок 2 - 3. На данном участке при обрыве 1 - 13 ток I_мах = 613 А. Следовательно, выбранный провод АС - 240/39, в аварийном режиме не проходит, так как условие I_махAB < I_доп не соблюдается. Выбираем два провода АС - 120/19, . В нормальном режиме I_мах = 340/2=170 А, таким образом, условие I_мах < I_доп соблюдается и сечение проходит по экономическим условиям.

Участок 3 - 6. На данном участке при обрыве 1 - 13 ток I_мах = 408 А. Следовательно, выбранный провод АС - 120/19, в аварийном режиме не проходит, так как условие I_махAB < I_доп не соблюдается. Выбираем провод АС - 240/39, .

Участок 6 - 5. На данном участке при обрыве 1 - 13 ток I_мах = 219 А. Следовательно, выбранный провод АС - 240/39, в аварийном режиме проходит, так как условие I_мах < I_доп соблюдается.

Участок 5 - 13. На данном участке при обрыве 1 - 13 ток I_мах = 58 А. Следовательно, выбранный провод АС - 120/19, в аварийном режиме проходит, так как условие I_махAB < I_доп соблюдается.

Рисунок 5.1 - Вариант 1

Таблица 5.1 - Выбор сечений проводников для 1 варианта

Линия	Вид	Ток участка, А	Сечение	Число цепей	Вид аварии	IAB,a	Iдоп,a
1-2	сущест.	520	АС 240/39	2	обрыв 1цепи	520	610
1-13	проект.	268	АС 240/39	2	обрыв 1цепи	268	610
2-3	проект.	340	АС 120/19	2	обрыв 1-2	175	390
					обрыв 1-13	613/2	390
3-6	проект.	140	АС 240/39	1	обрыв 1-2	379	610
					обрыв 1-13	408	610
6-5	проект.	24	АС 240/39	1	обрыв 1-2	496	610
					обрыв 1-13	291	610
13-5	проект.	209	АС 120/19	2	обрыв 1-2	729/2	390
					обрыв 1-13	58	390

Таблица 5.2 - Выбор сечений проводников для 2 варианта

Линия	Вид	Ток участка, А	Сечение	Число цепей	Вид аварии	IAB,a	Iдоп,a
1-2	сущест.	409	АС 240/39	2	обрыв 1ц	409	610
1-13	проект.	58	АС 70/11	2	обрыв 1ц	58	265
1-3	проект.	321	АС 240/39	2	обрыв 1ц	321	610
3-6	проект.	117	АС 120/19	2	обрыв 1ц	117	390
2-5	проект.	233	АС 240/39	2	обрыв 1ц	233	610

Таблица 5.3 - Выбор сечений проводников для 3 варианта

Линия	Вид	Ток участка, А	Сечение	Число цепей	Вид аварии	IAB,a	Iдоп,a
1-2	сущест.	358	АС 240/39	2	обрыв 1 цепи	358	610
					обрыв 1-3	788/2
13-1	проект.	58	АС 70/11	2	обрыв 1 цепи	58	265
1-3	проект.	372	АС 240/39	2	обрыв 1 цепи	372	610
					обрыв 1-2	788/2
2-3	проект.	183	АС 120/19	2	обрыв 1-2	175	390
					обрыв 1-3	105
3-6	проект.	350	АС 240/39	2	обрыв 1 цепи	350	610
5-6	проект.	233	АС 240/39	2	обрыв 1 цепи	233	610

Таблица 5.4 - Выбор сечений проводников для 4 варианта

Линия	Вид	Ток участка, А	Сечение	Число цепей	Вид аварии	IAB,a	Iдоп,a
1-2	сущест.	439	АС 240/39	2	Обрыв 1-3	729/2	610
1-13	проект.	58	АС 70/11	2	Обрыв 1 ц	58	265
1-3	проект.	290	АС 120/19	2	Обрыв 1-2	729/2	390
3-2	проект.	86	АС 240/39	1	Обрыв 1-2	525	610
					Обрыв 1-3	204
6-5	проект.	31	АС 70/11	1	Обрыв 2-5	233	265
					Обрыв 2-6	116
2-5	проект.	201	АС 120/19	1	Обрыв 2-6	350	390
					Обрыв 5-6	233
2-6	проект.	148	АС 120/19	1	Обрыв 2-5	350	390
					Обрыв 5-6	116

Таблица 5.5 - Выбор сечений проводников для 5 варианта

Линия	Вид	Ток участка, А	Сечение	Число цепей	Вид аварии	IAB,a	Iдоп,a
1-2	сущест.	298	АС 240/39	2	Обрыв 13-1	467	610
1-3	проект.	321	АС 240/39	2	обрыв 1 цепи	321	610
3-6	проект.	117	АС 120/19	2	обрыв 1 цепи	117	390
2-5	проект.	123	АС 120/19	1	Обрыв 13-1	292	390
					Обрыв 1-2	175
5-13	проект.	110	АС 240/39	1	Обрыв 1-2	408	610
					Обрыв 13-1	58
13-1	проект.	168	АС 240/39	1	Обрыв 1-2	467	610

6. Выбор трансформаторов на понижающих подстанциях

В практике проектирования на подстанциях всех категорий предусматривается, как правило, установка двух трансформаторов. Установка одного трансформатора рекомендуется только в случае питания потребителей III категории при наличии в сетевом районе передвижной резервной подстанции, обеспечивающей замену трансформатора в течение суток.

Необходимо обеспечить энергией потребителей I и II категорий в случае аварии на одном из трансформаторов или его отключении. В этом случае, оставшийся в работе трансформатор должен обеспечить питание потребителей I и II категорий с допустимой перегрузкой до 40%, на время не более 6 часов, в течение 5 суток, при коэффициенте заполнения суточного графика 0,75. Следует учитывать, что при аварии с одним из трансформаторов допускается отключение потребителей III категории.

Условия выбора:

1) ;

2) ; (6.1)

3) .

После выбора трансформатора необходимо произвести проверку:

.

Рассмотрим выбор трансформаторов на примере узла 2. Выбор трансформаторов в остальных вариантах производится аналогичным образом.

МВА;

МВА.

Выбираем марку трансформатора [3, таблица А. 3] ТРДН-25000/110. При этом:

1) ;

2) ;

3) .

.

То есть в аварийном режиме при отключении одного из трансформаторов, второй будет перегружен на 33%.

Все данные о выбранных трансформаторах заносятся в таблицу 6.1.

Таблица 6.1 - Выбор понижающих трансформаторов

№ узла	Мощность нагрузки	S/1,4, МВ?А	Тип и число трансформаторов
	Р , МВт	S , МВт
2	30	33,33	23,8	2ТРДН-25000/110
13а	10	11,11	7,9	2ТДН-10000/110
13б	10	11,11	-	ТДН-16000/110
3	35	38,88	27,77	2ТРДН-40000/110
6	20	22,22	15,87	2ТДН-16000/110
5	40	44,44	31,74	2ТРДН-40000/110

7. Выбор схем подстанций

Согласно стандарту организации ОАО “ФСК ЕЭС” “Схемы принципиальные электрические распределительных устройств подстанций 35-750 кВ” схемы РУ ПС при конкретном проектировании разрабатываются на основании схем развития энергосистемы, схем электроснабжения района или объекта и других работ по развитию электрических сетей и должны:

1. Обеспечивать коммутацию заданного числа высоковольтных линий , трансформаторов и автотрансформаторов и компенсирующих устройств с учетом перспективы развития ПС;

2. Обеспечивать требуемую надежность работы РУ исходя из условий электроснабжения потребителей в соответствии с категориями электроприемников и транзитных перетоков мощности по межсистемным и магистральным связям в нормальном режиме без ограничения мощности и в послеаварийном режиме при отключенных нескольких присоединениях с учетом допустимой нагрузки оставшегося в работе оборудования.

Таблица 7.1 - Определение числа ячеек выключателей 110 кВ (вариант 1)

№ узла	Число присоединений	Схема распределительного устройства 110 кВ	Число ячеек выключателей 110 кВ
	линий	тр-ров
1	4	2	Две рабочие и обходная системы шин	8
2	4	2	Одна секционированная система шин с обходной системой шин	8
3	3	2	Одна секционированная система шин с обходной системой шин	7
6	2	2	Четырёхугольник	4
5	3	2	Одна секционированная система шин с обходной системой шин	7
13а	4	2	Одна секционированная система шин с обходной системой шин	8
13б	4	1	Одна секционированная система шин с обходной системой шин	7
Итого: а:42 б:41

Таблица 7.2 - Определение числа ячеек выключателей 110 кВ (вариант 2)

№ узла	Число присоединений	Схема распределительного устройства 110 кВ	Число ячеек выключателей 110 кВ
	линий	тр-ров
13а	2	2	Два блока с неавтом. перемычкой со стороны линий	2
13б	2	1	Заход-выход	2
1	6	2	Две рабочие и обходная системы шин	10
2	4	2	Шестиугольник	6
3	4	2	Шестиугольник	6
5	2	2	Четырёхугольник	4
6	2	2	Четырёхугольник	4
Итого: 32

Таблица 7.3 - Определение числа ячеек выключателей 110 кВ (вариант 3)

№ узла	Число присоединений	Схема распределительного устройства 110 кВ	Число ячеек выключателей 110 кВ
	линий	тр-ров
13а	2	2	Два блока с неавтом. перемычкой со стороны линий	2
13б	2	1	Заход-выход	2
1	6	2	Две рабочие и обходная системы шин	10
2	4	2	Шестиугольник	6
3	6	2	Две рабочие и обходная системы шин	9
6	4	2	Шестиугольник	6
5	2	2	Четырёхугольник	4
Итого: 37

Таблица 7.4 - Определение числа ячеек выключателей 110 кВ (вариант 4)

№ узла	Число присоединений	Схема распределительного устройства 110 кВ	Число ячеек выключателей 110 кВ
	линий	тр-ров
13а	2	2	Два блока с неавтом. перемычкой со стороны линий	2
13б	2	1	Заход-выход	2
1	6	2	Две рабочие и обходная системы шин	10
2	5	2	Две рабочие и обходная системы шин	9
3	3	2	Одна секционированная система шин с обходной системой шин	7
5	2	2	Четырёхугольник	4
6	2	2	Четырёхугольник	4
Итого: 36

Таблица 7.5 - Определение числа ячеек выключателей 110 кВ (вариант 5)

№ узла	Число присоединений	Схема распределительного устройства 110 кВ	Число ячеек выключателей 110 кВ
	линий	тр-ров
13а	2	2	Мостик с неавтоматической перемычкой	3
13б	2	1	Треугольник	3
5	2	2	Четырёхугольник	4
2	3	2	Одна секционированная система шин с обходной системой шин	7
1	5	2	Две рабочие и обходная системы шин	9
3	4	2	Шестиугольник	4
6	2	2	Четырёхугольник	4
Итого: 31

8. Экономическое сопоставление вариантов сети и выбор двух наиболее экономичных

Общие положения

Варианты, подлежащие технико-экономическому сравнению, должны быть технически и экономически сопоставимы. Подсчет приведенных затрат производится по формуле:

, руб./ год, (8.1)

где - нормативный коэффициент эффективности (в энергетике );

- соответственно капитальные вложения в линии и подстанции;



- соответственно издержки на амортизацию и обслуживание линий , подстанций и - издержки на возмещение потерь энергии в электрических сетях;

У - математическое ожидание народнохозяйственного ущерба от нарушения электроснабжения.

Ежегодные издержки И_л и И_п определяются суммой отчислений от капитальных вложений:

; (8.2)

, (8.3)

где , - соответственно коэффициенты отчислений на амортизацию и обслуживание для линий и подстанций [4, табл. 2. 1].

Издержки на возмещение потерь энергии определяются по формуле:

, (8.4)

где - суммарные переменные потери мощности в сети в режиме максимальных нагрузок;

- суммарные потери холостого хода трансформаторов;

ф - число часов максимальных потерь в году:

; (8.5)

в₀ - удельная стоимость потерь активной энергии.

В случае питания потребителя по одной линии ущерб У при ее аварийном отключении можно оценить по выражению:

, (8.6)

где б - удельный годовой ущерб от аварийных ограничений электроснабжения [3, рис.2.1];

- максимальная нагрузка потребителя;

- коэффициент вынужденного простоя;

- степень ограничения потребителя ( при полном отключении потребителя, при частичном отключении),

, (8.7)

где m - число последовательно, включенных элементов сети;

- среднее время восстановления элемента i [4, таблица 2.31];

- параметр потока отказов элемента i [4, таблица 2.33].

На основании анализа результатов расчета выбираются 2 варианта с меньшими приведенными затратами.

Экономическое сопоставление подвариантов а и б

Решение этого вопроса позволяет однозначно определить схему питания потребителей III категории в узле 13 для вариантов 2, 3, 4.

Подвариант а предполагает присоединение узла 13 по двум линиям АС - 70/11 с установкой на подстанциях двух трансформаторов ТДН-10000/110, подвариант б предполагает присоединение узла 13 по двум линиям АС - 70/11 с установкой на подстанциях одного трансформатора ТРДН-16000/110. Рассмотрим подварианты в узле 13.

1) Подвариант а. Капитальные вложения в линии:

,

где С - стоимость 1 км линии; - длина линии; n - число параллельных линий. Тогда:

тыс.руб.

Капиталовложения в подстанцию включают стоимость трансформаторов и РУ высшего напряжения. Стоимость РУ низшего напряжения незначительна вследствие невысокой стоимости выключателей 10 кВ. Расчетная стоимость трансформатора ТДН-10000/110 [4, таблица 2.7] составляет (с учетом инфляции) тыс.руб., стоимость ячейки выключателя 110 кВ: тыс.руб. [4, таблица 2.3], тогда:

тыс.руб.,

тыс.руб.

Ежегодные издержки на амортизацию и обслуживание [4, таблица 2.1] для линий составляют 2,8%, для подстанций 110 кВ - 9,4%, соответственно:

, .

Для определения издержек на покрытие потерь электроэнергии необходимо найти параметры схемы замещения сети:

;

Ом,

где - погонное сопротивление. Ом/км [4, таблица П.1 - 2];

Ом,

где - сопротивление трансформатора.Ом [6, таблица 1.30];

Ом;

МВт,

где , определяется из таблицы [6, таблица 1.30].

Потери мощности в максимальном режиме:

,

ток определен при выборе сечений, кА, тогда:

МВт.

Число часов максимальных потерь:

ч.

Принимаем удельную стоимость потерь электроэнергии тыс.руб./МВт_?ч.

Издержки:

тыс.руб.

Таким образом, приведенные затраты в подварианте а присоединения узла 13 составляют:

тыс.руб.

2) Подвариант б. Капиталовложения в линии:

тыс.руб.,

тыс.руб.,

тыс.руб.

Ом,

Ом;

Ом;

Издержки на потери:

МВт,

МВт,

МВт;

тыс.руб.

Питание потребителей может быть аварийно прекращено и ущерб, связанный с перерывом питания:

,

при его расчете следует учесть два последовательно включенных элемента: линию и трансформатор (m = 2), при полном отключении , удельный ущерб долл./кВт = тыс.руб./МВт, МВт.

Параметры потока отказов линии отказ/год на 100 км, трансформатора отказ/год [4, таблица 2.32]. Среднее время восстановления [4, таблица 2.33] для линии лет/отказ, трансформатора лет/отказ при наличии в системе резервного трансформатора и лет/отказ при его отсутствии,

тыс.руб.

Приведенные затраты для подварианта б:

тыс.руб.

Сопоставление приведенных затрат показывает, что подвариант с двумя линиями и двумя трансформатором экономичнее на 22% (с учетом ущерба от перерыва электроснабжения). Выбираем подвариант а, т.к. он с наименьшими приведенными затратами, с более высокой надежностью электроснабжения и с более высокой оперативной гибкостью схемы, а также с лучшими возможностями развития сети при росте нагрузок.

Таким образом, при технико-экономическом сопоставлении двух подвариантов (а и б) рассматриваемого варианта 1 питание потребителей узла 13 осуществляется по двум линиям АС - 70 с установкой на подстанции двух трансформаторов ТДН-10000/110.

Экономическое сопоставление по всем сравниваемым вариантам

Следует учесть, что во всех вариантах в узлах стоят одинаковые трансформаторы и поэтому нужно учесть только разное число выключателей. Число выключателей, которые следует учесть при сопоставлении вариантов показано в табл. 8.1.

Таблица 8.1 - Число ячеек выключателей по вариантам

Вариант	1	2а	За	4а	5
Число ячеек выключателей 110 кВ	42	32	37	36	31
Число ячеек для учета при экономическом сопоставлении	11	1	5	5	0

Сопротивление участка 3-6 :

Потери мощности в максимальном режиме:

Число часов максимальных потерь в году:

Издержки на компенсацию потерь энергии составляют:

тыс.руб.

Капитальные вложения в линии (C - стоимость 1 км линии [4,табл.2.22]; l -длина линии; n-число параллельных линий):

тыс.руб.

Определяется аналогичным образом для всех линий;

Полученные результаты заносим в таблицу, данные расчёты будут аналогичны для всех вариантов.

Капиталовложения на выключатели и суммарные капиталовложения:

тыс.руб.

тыс.руб.

Затраты по варианту I определяются как

тыс.руб.

Таблица 8.2 - Расчет экономических показателей для 1 варианта

Линия	Вид	Длина,км	Ток участка, А	Сечение	R, Ом	, МВт	, тыс.руб
1-2	сущест.	23	520	2АС 240/39	1,38	1,12	-
1-3	проект.	19	268	2АС 240/39	1,14	0,25	34105
2-3	проект.	16	340	2АС 120/19	1,992	0,69	25440
3-6	проект.	18	140	АС 240/39	2,16	0,13	21060
6-5	проект.	27	24	АС 240/39	3,24	0,01	31590
13-5	проект.	58	209	2АС 120/19	7,221	0,95	92220
Всего	3,13	204415

Таблица 8.3 - Расчет экономических показателей для 2 варианта

Линия	Вид	Длина,км	Ток участка, А	Сечение	R, Ом	, МВт	, тыс.руб
1-2	сущест.	23	409	2АС 240/39	1,38	0,69	-
1-13	проект.	19	58	2АС 70/11	4,066	0,04	38950
1-3	проект.	30	321	2АС 240/39	1,8	0,56	70200
3-6	проект.	18	117	2АС 120/19	2,241	0,09	37800
2-5	проект.	22	233	2АС 240/39	1,32	0,21	51480
Всего	1,60	198430

Таблица 8.4 - Расчет экономических показателей для 3 варианта

Линия	Вид	Длина,км	Ток участка, А	Сечение	R, Ом	, МВт	, тыс.руб
1-2	сущест.	23	358	2АС 240/39	1,38	0,53	-
1-13	проект.	19	58	2АС 70/11	4,066	0,04	38950
1-3	проект.	30	372	2АС 240/39	1,8	0,75	53850
2-3	проект.	16	183	2АС 120/19	1,992	0,20	25440
3-6	проект.	18	350	2АС 240/39	1,08	0,40	42120
5-6	проект.	27	233	2АС 240/39	1,62	0,26	63180
Всего	2,18	223540

Таблица 8.5 - Расчет экономических показателей для 4 варианта

Линия	Вид	Длина,км	Ток участка, А	Сечение	R, Ом	, МВт	, тыс.руб
1-2	сущест.	23	439	2АС 240/39	1,38	0,80	-
1-13	проект.	19	58	2АС 70/11	4,066	0,04	38950
1-3	проект.	30	290	2АС 120/19	3,735	0,94	47700
3-2	проект.	16	86	АС 240/39	1,92	0,04	18720
6-5	проект.	27	31	АС 70/11	11,556	0,03	27675
2-5	проект.	22	201	АС 120/19	5,478	0,66	23100
2-6	проект.	24	148	АС 120/19	5,97	0,392	25200
Всего	2,91	181345

Таблица 8.6 - Расчет экономических показателей для 5 варианта

Линия	Вид	Длина,км	Ток участка, А	Сечение	R, Ом	, МВт	, тыс.руб
1-2	сущест.	23	298	2АС 240/39	1,38	0,37	-
1-3	проект.	30	321	2АС 240/39	1,8	0,56	70200
3-6	проект.	18	117	2АС 120/19	2,241	0,09	37800
2-5	проект.	22	123	АС 120/19	5,478	0,25	23100
5-13	проект.	58	110	АС 240/39	6,96	0,25	67860
13-1	проект.	19	168	АС 240/39	2,28	0...

Подобные документы

• Проектирования электрической сети

  Анализ различных вариантов развития сети. Выбор номинального напряжения сети, определение сечения линий электропередачи, выбор трансформаторов на понижающих подстанциях. Расчет установившихся режимов сети для двух наиболее экономичных вариантов развития.
  
  дипломная работа [1,1 M], добавлен 20.08.2014
  

• Проектирование электрической сети

  Предварительный выбор числа и мощности трансформаторов. Выбор сечений линий электропередач для различных вариантов схемы развития. Экономическое сравнение вариантов электрической сети. Исследование аварийных и послеаварийных режимов электрической сети.
  
  курсовая работа [1,4 M], добавлен 25.12.2014
  

• Упрощенный порядок проектирования электрической сети района

  Разработка вариантов конфигураций и выбор номинальных напряжений сети. Выбор компенсирующих устройств при проектировании электрической сети. Выбор числа и мощности трансформаторов на понижающих подстанциях. Электрический расчет характерных режимов сети.
  
  курсовая работа [599,7 K], добавлен 19.01.2016
  

• Проектирование районной электрической сети

  Разработка вариантов конфигурации электрической сети. Выбор номинального напряжения сети, сечения проводов и трансформаторов. Формирование однолинейной схемы электрической сети. Выбор средств регулирования напряжений. Расчет характерных режимов сети.
  
  контрольная работа [616,0 K], добавлен 16.03.2012
  

• Проектирование электрической сети

  Составление вариантов схемы электрической сети и выбор наиболее рациональных решений. Приближенный расчет потокораспределения, определение номинального напряжения. Выбор трансформаторов на подстанциях. Разработка схемы электрических соединений сети.
  
  дипломная работа [1,8 M], добавлен 04.12.2012
  

• Проектирование электрической сети

  Разработка проекта электрической сети с учетом существующей линии 110 кВ. Исследование пяти вариантов развития сети. Расчет напряжения, сечений ЛЭП, трансформаторов на понижающих подстанциях и схемы распределительных устройств для каждого варианта.
  
  курсовая работа [2,4 M], добавлен 24.10.2012
  

• Технико-экономическое обоснование варианта схемы развития электрической сети районной энергосистемы для электроснабжения новых узлов нагрузки

  Выбор вариантов развития существующей сети. Выбор номинальных напряжений сооружаемых воздушных линий радиального варианта сети. Определение сечений проводов сооружаемых линий радиального варианта сети. Выбор понижающих трансформаторов на подстанции.
  
  курсовая работа [2,9 M], добавлен 22.07.2014
  

• Проектирование радиальной схемы электроснабжения

  Разработка вариантов развития сети, расчет мощности его источника сети. Выбор номинального напряжения сети и проводов воздушных линий электропередач. Расчет установившихся режимов сети максимальных нагрузок. Выбор оборудования для радиальной схемы.
  
  курсовая работа [785,6 K], добавлен 19.12.2014
  

• Проектирование сети Новоаннинского энергорайона

  Выбор трансформаторов на понижающих подстанциях. Расчет мощности источника сети кольцевой схемы. Технико-экономическое сопоставление вариантов развития сети. Проектирование электроснабжения аккумуляторной станции. Разработка схемы электроснабжения.
  
  дипломная работа [1,6 M], добавлен 30.04.2015
  

• Проектирование электрических систем энергосистемы

  Выбор схемы соединения линий электрической сети. Определение сечений проводов линий электропередачи. Расчёт максимального режима сети. Выявление перегруженных элементов сети. Регулирование напряжения на подстанциях. Выбор трансформаторов на подстанциях.
  
  курсовая работа [5,0 M], добавлен 14.03.2009
  

• Проектирование электрической сети для электроснабжения промышленного района

  Определение предварительного распределения мощностей в линиях. Выбор номинального напряжения сети и сечений проводов в двух вариантах. Проверка выбранных сечений по допустимой токовой нагрузке. Расчет силовых трансформаторов и выбор схем подстанций.
  
  курсовая работа [701,7 K], добавлен 26.06.2011
  

• Проект развития электрической сети

  Выбор рациональных вариантов схем электрической сети с обоснованием конфигурации сети, номинальных напряжений, числа и мощности трансформаторов на подстанциях, электрической схемы сооружаемой электростанции, а также материала и сечений проводов линии.
  
  курсовая работа [956,8 K], добавлен 14.05.2013
  

• Разработка вариантов развития сети электроснабжения потребителей

  Выбор номинального напряжения сети. Расчет тока нагрузки и выбор сечения проводов. Расчет схемы замещения и выбор силовых трансформаторов. Определение радиальной сети. Расчет установившегося режима замкнутой сети без учета потерь мощности и с ее учетом.
  
  курсовая работа [188,4 K], добавлен 17.04.2014
  

• Проектирование электрической сети

  Составление вариантов схемы электрической сети, выбор и обоснование наиболее рациональных из них. Расчет потокораспределения в электрической сети. Выбор номинальных напряжений, трансформаторов на подстанциях. Баланс активной и реактивной мощностей.
  
  курсовая работа [372,7 K], добавлен 17.12.2015
  

• Проектирование районной электрической сети

  Составление вариантов схемы электрической сети и выбор наиболее рациональных из них. Расчет потокораспределения, номинальных напряжений, мощности в сети. Подбор компенсирующих устройств, трансформаторов и сечений проводов воздушных линий электропередачи.
  
  курсовая работа [1,6 M], добавлен 24.11.2013
  

• Проектирование воздушных линий электропередач

  Разработка вариантов схем электрической сети. Определение потокораспределения и выбор сечений проводов воздушных линий. Расчет токов короткого замыкания. Выбор и проверка оборудования подстанции. Выбор и расчет релейной защиты, заземления, молниезащиты.
  
  курсовая работа [744,2 K], добавлен 11.05.2012
  

• Разработка технически и экономически целесообразного варианта электрической сети 35-220 (кВ) для электроснабжения района

  Характеристика электрифицируемого района и потребителей электроэнергии. Составление и обоснование вариантов схемы электрической сети. Баланс реактивной мощности и выбор компенсирующих устройств. Выбор номинального напряжения и сечений проводов сети.
  
  курсовая работа [89,3 K], добавлен 13.04.2012
  

• Эскизный проект районной электрической сети напряжением от 35 до 220 кВ

  Составление баланса активной и реактивной мощностей. Схемы соединений сети. Выбор номинального напряжения и сечений проводов, трансформаторов на подстанциях. Расчет потерь электроэнергии в элементах сети. Определение ущерба от перерыва в электроснабжении.
  
  курсовая работа [164,2 K], добавлен 05.09.2013
  

• Проэкт электрической сети на территории Амурской области

  Климатическая и географическая характеристика энергорайона. Разработка конкурентоспособных вариантов электрической сети. Расчет упрощенного потокораспределения активной мощности и выбор номинального напряжения. Выбор мощности силовых трансформаторов.
  
  курсовая работа [300,8 K], добавлен 19.01.2016
  

• Проектирование электрической сети 110 кВ

  Разработка схем электрической сети района. Предварительное распределение мощностей. Выбор номинальных напряжений линий, сечения и марок проводов. Определение потерь мощности в линиях. Выбор трансформаторов и схем подстанций. Расчёт количества линий.
  
  дипломная работа [1,3 M], добавлен 05.04.2010
  

• главная
• рубрики
• по алфавиту
• вернуться в начало страницы
• вернуться к началу текста
• вернуться к подобным работам