Экономическая оценка линий электрической сети

Размещено на http://www.allbest.ru/

СОДЕРЖАНИЕ

1. ВЫБОР СХЕМЫ СОЕДИНЕНИЯ ЛИНИЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ

2. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЙ 1 ВАРИАНТА РАСЧЕТ РАЗВИТИЯ СЕТИ

2.1 Выбор номинального напряжения новых линий

2.2 Определение сечений проводов новых линий электропередачи

2.3 Выбор трансформаторов новых подстанций

2.4 Выбор схем подстанций

2.5 Расчет на ЭВМ максимального режима сети

2.6 Балансы мощности. Выбор основных компенсирующих устройств

2.7 Определение приведенных народнохозяйственных затрат

3. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЙ 2 ВАРИАНТА РАСЧЕТ РАЗВИТИЯ СЕТИ

3.1 Выбор номинального напряжения новых линий

3.2 Определение сечений проводов новых линий электропередачи

3.3 Выбор трансформаторов новых подстанций

3.4 Выбор схем подстанций

3.5 Расчет на ЭВМ максимального режима сети

3.6 Балансы мощности. Выбор основных компенсирующих устройств

3.7 Определение приведенных народнохозяйственных затрат

4. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ СРАВНЕНИЕ ВАРИАНТОВ

5. РАСЧЕТЫ НА ЭВМ МИНИМАЛЬНОГО И ПОСЛЕАВАРИЙНОГО РЕЖИМОВ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ 2-ГО ВАРИАНТА

5.1 Минимальный режим

6. АНАЛИЗ РЕЖИМОВ СЕТИ

6.1 Выявление перегруженных элементов существующей сети

7. ОСНОВНЫЕ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ СЕТИ

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

1. ВЫБОР СХЕМЫ СОЕДИНЕНИЯ ЛИНИЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ

Выбор схемы электрической сети производится одновременно с выбором напряжения и заключается в определении размещения подстанций, связей между ними, предварительной разработке принципиальных схем подстанций, определении числа и мощности трансформаторов на подстанциях и сечений проводов линий электропередачи. Выбор схемы производится на перспективу 5-10 лет.

Топология электрических сетей развивается в соответствии с географическими условиями, распределением нагрузок и размещением энергоисточников. Многообразие и несхожесть этих условий приводят к большому количеству конфигураций и схем электрической сети, обладающих различными свойствами и технико-экономическими показателями.

Осуществим экономическую оценку варианта, для чего выполним технико-экономический расчет.

2. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЙ 1 ВАРИАНТА РАСЧЕТ РАЗВИТИЯ СЕТИ

Рис. 1. Карта-схема развития электрической сети. Масштаб 1 см=16 км.

2.1 Выбор номинального напряжения новых линий

Принимаем номинальное напряжение новых линий равным 110 кВ

2.2 Определение сечений проводов новых линий электропередачи

Нагрузка подстанций:

П/ст Г

П/ст Д

Потокораспределение по новым линиям:

Потокораспределение по новым линиям:

ЛЭП В - Г = Sг =

ЛЭП Б - Д = Sд =

Район по гололеду рассматриваемой электрической сети II. Опоры линий электропередачи выбираются железобетонные.

Токовая нагрузка по новым линиям

Расчетный ток в линии В-Г:

Расчетный ток в линии Б-Д:

Где n - число цепей линии электропередачи

б1 - коэффициент увеличения тока при эксплуатации

Для рассматриваемого варианта расчетные токи в линиях в режиме максимальных нагрузок приведены в таблице 1.

Табл. 1. Расчетные токи в линиях в режиме максимальных нагрузок.

Линия электропередачи	В-Г	Б-Д
Расчетный ток, А	67,95	185,44

Сечения проводов новых линий выбираются по экономической плотности тока.

Экономические сечения проводов новых ЛЭП вычисляются:

Для линии В-Г:

Для линии Б-Д:



Выбираем из стандартных марок провода с ближайшим сечением

В таблице 2 приведены выбранные сечения.

Табл. 2. Сечения проводов новых линий электропередачи.

Линия электропередачи	В-Г	Б-Д
Марка и сечение проводов	АС-95	АС-240

Проверка сечений проводов по допустимой токовой нагрузке по нагреву.

При выходе из строя одной цепи по оставшейся должна передаваться прежняя мощность, т.е. ток линии увеличивается в два раза по сравнению с нормальным режимом.

ЛЭП В-Г:

Iрм = 2·Ip = 2·67,95 = 135,5 A;

Для провода АС-95 допустимый ток Iдоп = 330 А

Iдоп > Iрм, т. е. данный провод проходит по условию нагрева.

ЛЭП Б-Д:

Iрм = Ip = 185,44·2=370,88 A;

Для провода АС-240 допустимый ток Iдоп=610 А

Iдоп > Iрм, т. е. данный провод проходит по условию нагрева.

Расчетные данные по линиям электропередачи с выбранными проводами приведены в таблице 3.

Табл. 3. Расчетные данные новых линий электропередачи.

ЛЭП	Длина	Число цепей		Марка провода
Л5	43	2	110	АС-95	0,306	0,434	2,61
Л6	35	2	110	АС-240	0,120	0,405	2,81

2.3 Выбор трансформаторов новых подстанций

На подстанции Д предусмотрена установка двух трансформаторов.

Мощность каждого из них:

Выбираем трансформаторы ТДТН - 40000/110

На подстанцию Г предусматривается установка двух трансформаторов.

Мощность каждого из них:

Выбираем трансформаторы ТДН - 16/110

На подстанцию А предусматривается установка двух автотрансформаторов.

Мощность каждого из них:

Выбираем трансформаторы АТДЦТН - 125/220/110

На подстанцию Б предусматривается установка двух автотрансформаторов.

Мощность каждого из них:

Выбираем трансформаторы АТДЦТН - 250/220/110

На подстанцию В предусматривается установка двух трансформаторов.

Мощность каждого из них:

Выбираем трансформаторы ТДН - 10/110

Параметры выбранных трансформаторов и автотрансформаторов, взятые из справочника [4], приведены в таблице 4.

Табл. 4. Параметры трансформаторов новых подстанций.

Место Установки	Тип	Sном МВА	Кол- во	Uном, кВ	Uк, %	ДPкз, кВт	ДPxх, кВт	Iхх %
				В	С	Н	В-С	В-Н	С-Н
п/ст Д	ТДТН- 40000/110	40	2	115	38.5	6,6	10.5	17	6	200	43	0.6
п/ст Г	ТДН- 16000/110	16	2	115		11		10,5		85	19	0.7
п/ст А	АТДЦТН- 125000/220/110	125	2	230	121	6.6	11	31	19	290	85	0.5
п/ст Б	АТДЦТН- 250000/220/110	250	2	230	121	10.5	11.5	33.4	20.8	520	145	0.5
п/ст В	ТДН- 16000/110	10	2	115	-	6,6	-	10,5	-	60	14	0.7

2.4 Выбор схем подстанций

Руководствуясь указаниями, приведенными в методических и справочных источниках [2], [3], выбираем следующие схемы подстанций:

п/ст Д - схема мостика с выключателями;

п/ст Г - 2 блока с отделителями и неавтоматической перемычкой со стороны линий;

Схема развития электрической сети представлена на рисунке 2.

Рис.2. Схема развития электрической сети

2.5 Расчет на ЭВМ максимального режима сети

Схема замещения сети изображается на рисунке 5. При вводе исходной информации можно вводить проводимости шунтов или дополнительные нагрузки соответствующих узлов, равные потерям активной и реактивной мощности холостого хода трансформатора ДРХХ, ДQХХ соответственно.

Параметры схем замещения элементов сети определяются в соответствии с указаниями [1], [2].

Расчет параметров элементов схемы замещения сети.

Параметры линий.

Индуктивное сопротивление линии, состоящей из n цепей, определяется по формуле:

где x0 - погонное индуктивное сопротивление, Ом/км.

Активное сопротивление линии, состоящей из n цепей, определяется по формуле:

где r0 - погонное активное сопротивление, Ом/км;

l - длина линии, км;

n - число цепей линии.

Л1:

Л2:

Л3:

Л4:

Л5:

Л6:

Емкостная проводимость линий:

где - погонная емкостная проводимость мкСм/км.

Л1:

Л2:

Л3:

Л4:

Л5:

Л6:

Параметры трансформаторов.

П/ст А.

Рис.3. Схема замещения двухобмоточного трансформатора

Активное сопротивление определяется:

Индуктивное сопротивление, равно:



Активная проводимость равна:

Емкостная проводимость определяется:

Коэффициент трансформации:

П/ст Б.

Рис.4.Схема замещения трехобмоточного трансформатора

Активные сопротивления определяются:



где а - соотношение мощностей обмоток среднего и высшего напряжений;

m - соотношение мощностей обмоток низшего и высшего напряжений.

Индуктивные сопротивления обмоток:

Коэффициенты трансформации равны:

Активная проводимость равна:

Емкостная проводимость определяется:

П/ст В.

Активное сопротивление определяется:

Индуктивное сопротивление, равно:

Активная проводимость равна:

Емкостная проводимость определяется:



Коэффициент трансформации:

П/ст Г.

Активное сопротивление определяется:

Индуктивное сопротивление, равно:

Активная проводимость равна:

Емкостная проводимость определяется:

Коэффициент трансформации:

П/ст Д.

Активные сопротивления определяются:

где a - соотношение мощностей обмоток среднего и высшего напряжений;

m - соотношение мощностей обмоток низшего и высшего напряжений.

Индуктивные сопротивления обмоток:

Коэффициенты трансформации равны:



Активная проводимость равна:

Емкостная проводимость определяется:

Рис.5. Схема замещения сети.

Параметры схем замещения элементов сети приведены в таблицах 5 и 6.

Табл. 5. Параметры схем замещений линий

Номера линий	R, Ом	X, Ом	B, мкСм
Л-1	7,2	40,32	259,2
Л-2	4,5	19,734	485,76
Л-3	5,194	22,737	139,92
Л-4	5,346	11,34	291,6
Л-5	6,579	9,331	224,46
Л-6	2,1	7,087	196,7

Табл.6. Параметры схем замещений трансформаторов.

Наименование п/ст	R1, Ом	X1, Ом	R2, Ом	X2, Ом	R3, Ом	X3, Ом	Gт, мкСм	Bт, мкСм
А	0,491	23.276	-	-	-	-	3.214	23,62
Б	0,11	12,749	0,11	0,00	0,11	22,588	5,482	47,259
В	3,967	69,431	-	-	-	-	2,117	10,586
Г	2,196	43,394	-	-	-	-	2,873	16,937
Д	0,376	17,771	0,438	0,00	0,549	10,332	5,444	42,34

Получена расчетная схема. Информация об узлах расчетной схемы в соответствии с требованиями программы RASTR приведена в таблице 7.

Табл.7. Расчетные данные узлов для программы RASTR.

В качестве базисного и балансирующего узла (БУ) принят узел №1.

Информация о ветвях расчетной схемы в соответствии с требованиями программы RASTR приведена в таблице 8.

Табл. 8. Расчетные данные ветвей для программы RASTR.

В максимальном режиме для трансформаторов и автотрансформаторов приняты значения коэффициентов трансформации, соответствующие номинальным напряжениям обмоток.

Результаты расчетов максимального режима приводятся ниже.



Районы+потери:

Произведен анализ результатов расчета максимального режима. Анализ показал, что уровни напряжений в узлах, значения потоков мощностей и токов в ветвях, величина потерь мощности позволяют сделать предварительное заключение о работоспособности намеченного варианта развития сети.

2.6 Балансы мощности. Выбор основных компенсирующих устройств

Активная мощность, потребляемая районом системы, определяется как сумма генерации Р в базисном узле №1:



В соответствии с заданным условием баланс РГС ? РП выполняется.

Реактивная мощность, потребляемая районом системы, определяется как сумма генерации Q в базисном узле №1:

Максимальная располагаемая мощность:

Условие QГС ? QП выполняется, поэтому установка компенсирующих устройств, требуемая по балансу реактивной мощности, не предусматривается.

2.7 Определение приведенных народнохозяйственных затрат

Капитальные затраты. Определим капитальные затраты на линии электропередачи.

где Kудi - стоимость 1 км линии I [4];

l - длина линии, км;

m - количество линий. Параметры линий приведены в таблице 9.

Табл.9. Параметры новых линий электропередачи.

ЛЭП	Uном, кВ	l,км	Марка провода	Тип опоры	Куд, тыс.руб/км	Кл, тыс.руб
В-Г	110	43	АС-95	Железобетонная	264	11352
Б-Д	110	35	АС-240		360	12600

Подставив численные значения в формулу, получим:

При определении Kуд принят II район по гололеду.

Определим капитальные затраты на подстанции:

где Kяч.i - стоимость ячеек распределительных устройств [4];

Kтрi - стоимость трансформаторов [4];

Kпостi - постоянная часть затрат [4];

n - число подстанций.

п/ст Д: Kпс = 2•1800 + 2•1755 +3150 =10260 тыс.руб.

п/ст Г: Kпс = 2•544,5 + 2•945 + 1950 = 4929 тыс.руб.

KпсУ = 10260 + 4929 = 15189 тыс.руб.

K = KлУ + KпсУ = 23952 + 15189 = 39141тыс.руб.

Ежегодные эксплуатационные издержки на амортизацию и обслуживание сети:

где аал - амортизационные отчисления на линии электропередачи;

аол - отчисления на обслуживание линий электропередачи;

аап - амортизационные отчисления на подстанции;

аоп - отчисления на обслуживание подстанций.

Пользуясь справочными данными [2], определяем соответствующие издержки:

Ежегодные затраты на возмещение потерь активной мощности и энергии:

Определим величину переменных потерь электроэнергии:

Суммарные переменные потери активной мощности берутся из распечатки как сумма «Потери в ЛЭП» и «Потери в трансформаторах»:

Определим величину постоянных потерь электроэнергии:

Потери активной мощности УДРхх берутся как сумма ДРхх всех трансформаторов в сети.

Значения Зэ' и Зэ'' определяются по соответствующим зависимостям [2],[4]:

Зэ' = 33 коп/кВт•ч;

Зэ'' = 22,4 коп/кВт•ч;

Зпот = 33•38909,43•103+ 22,4•5080,8•103=13978,07 тыс.руб.

Суммарные эксплуатационные издержки по сети:

И = И' + Зпот = 2098,43+ 13978,07 = 16076,5 тыс.руб.

Приведенные народнохозяйственные затраты по первому варианту:

З = Ен•K + И,

где Ен - нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений. Подставив численные значения в формулу, получим:

З = 0,12•39141 + 16076,5= 20773,42 тыс.руб.

3. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЙ 2 ВАРИАНТА РАСЧЕТ РАЗВИТИЯ СЕТИ

Рис. 1. Карта-схема развития электрической сети. Масштаб 1 см=16 км.

3.1 Выбор номинального напряжения новых линий

Принимаем номинальное напряжение новых линий равным 110 кВ

3.2 Определение сечений проводов новых линий электропередачи

Нагрузка подстанций:

П/ст Г

П/ст Д

Потокораспределение по новым линиям:

ЛЭП А - Г

ЛЭП В - Г

ЛЭП Б - Д Sд =

Район по гололеду рассматриваемой электрической сети II. Опоры линий электропередачи выбираются железобетонные.

Токовая нагрузка по новым линиям

Расчетный ток в линии В-Г:

Расчетный ток в линии А-Г:

Расчетный ток в линии Б-Д:

Где n - число цепей линии электропередачи

б1 - коэффициент увеличения тока при эксплуатации

Для рассматриваемого варианта расчетные токи в линиях в режиме максимальных нагрузок приведены в таблице 1.

Табл.1. Расчетные токи в линиях в режиме максимальных нагрузок.

Линия электропередачи	А-Г	Б-Д	В-Г
Расчетный ток, А	77,93	185,44	57,98

Сечения проводов новых линий выбираются по экономической плотности тока.

Экономические сечения проводов новых ЛЭП вычисляются:

Для линии А-Г:

Для линии Б-Д:

Для линии В-Г:

Выбираем из стандартных марок провода с ближайшим сечением

В таблице 2 приведены выбранные сечения.

Табл. 2. Сечения проводов новых линий электропередачи.

Линия электропередачи	А-Г	В-Г	Б-Д
Марка и сечение проводов	АС-95	АС-70	АС-240

Проверка сечений проводов по допустимой токовой нагрузке по нагреву. электрический сеть напряжение подстанция

При выходе из строя одной цепи по оставшейся должна передаваться прежняя мощность, т.е. ток линии увеличивается в два раза по сравнению с нормальным режимом.

ЛЭП А-Г:

Iрм = Ip = 2·77,93 = 155,86 A;

Для провода АС-95 допустимый ток Iдоп = 330 А

Iдоп > Iрм, т. е. данный провод проходит по условию нагрева.

ЛЭП В-Г:

Iрм = Ip = 2·57,98 = 115,96 A;

Для провода АС-95 допустимый ток Iдоп = 265 А

Iдоп > Iрм, т. е. данный провод проходит по условию нагрева.

ЛЭП Б-Д:

Iрм = Ip = 185,44·2=370,88 A;

Для провода АС-240 допустимый ток Iдоп=610 А

Iдоп > Iрм, т. е. данный провод проходит по условию нагрева.

Расчетные данные по линиям электропередачи с выбранными проводами приведены в таблице 3.

Табл.3. Расчетные данные новых линий электропередачи.

ЛЭП	Длина	Число цепей		Марка провода
Л5	43	1	110	АС-70	0,428	0,444	2,55
Л6	35	2	110	АС-240	0,120	0,405	2,81
Л7	32	1	110	АС-95	0,306	0,434	2,61

3.3 Выбор трансформаторов новых подстанций

На подстанции Д предусмотрена установка двух трансформаторов.

Мощность каждого из них:



Выбираем трансформаторы ТДТН - 40000/110

На подстанцию Г предусматривается установка двух трансформаторов.

Мощность каждого из них:

Выбираем трансформаторы ТДН - 16/110

Параметры выбранных трансформаторов и автотрансформаторов, взятые из справочника [4], приведены в таблице 4.

Табл.4. Параметры трансформаторов новых подстанций.

Место Уста-новки	Тип	Sном МВА	Кол- во	Uном, кВ	Uк, %	ДPкз, кВт	ДPxх, кВт	Iхх %
				В	С	Н	В-С	В-Н	С-Н
п/ст Д	ТДТН- 40000/110	40	2	115	38.5	6,6	10.5	17	6	200	43	0.6
п/ст Г	ТДН- 16000/110	16	2	115		11		10,5		85	19	0.7
п/ст А	АТДЦТН- 125000/220/110	125	2	230	121	6.6	11	31	19	290	85	0.5
п/ст Б	АТДЦТН- 250000/220/110	250	2	230	121	10.5	11.5	33.4	20.8	520	145	0.5
п/ст В	ТДН- 16000/110	10	2	115	-	6,6	-	10,5	-	60	14	0.7

3.4 Выбор схем подстанций

Руководствуясь указаниями, приведенными в методических и справочных источниках [2], [3], выбираем следующие схемы подстанций:

п/ст Д - схема мостика с выключателями;

п/ст Г - 2 блока с отделителями и неавтоматической перемычкой со стороны линий;

Схема развития электрической сети представлена на рисунке 2.

Рис. 2 Схема развития электрической сети

3.5 Расчет на ЭВМ максимального режима сети

Схема замещения сети изображается на рисунке 5. При вводе исходной информации можно вводить проводимости шунтов или дополнительные нагрузки соответствующих узлов, равные потерям активной и реактивной мощности холостого хода трансформатора ДРХХ, ДQХХ соответственно.

Параметры схем замещения элементов сети определяются в соответствии с указаниями [1], [2].

Расчет параметров элементов схемы замещения сети.

Параметры линий.

Индуктивное сопротивление линии, состоящей из n цепей, определяется по формуле:

где x0 - погонное индуктивное сопротивление, Ом/км.

Активное сопротивление линии, состоящей из n цепей, определяется по формуле:

где r0 - погонное активное сопротивление, Ом/км;

l - длина линии, км;

n - число цепей линии.

Л1:

Л2:

Л3:

Л4:

Л5:

Л6:

Л7:

Емкостная проводимость линий:

где - погонная емкостная проводимость мкСм/км.

Л1:

Л2:

Л3:

Л4:

Л5:

Л6:

Л7:

Параметры трансформаторов примем из расчета варианта 1.

Рис. 5. Схема замещения сети.

Параметры схем замещения элементов сети приведены в таблицах 5 и 6.

Табл. 5. Параметры схем замещений линий.

Номера линий	R, Ом	X, Ом	B, мкСм
Л-1	7,2	40,32	259,2
Л-2	4,5	19,734	485,76
Л-3	5,194	22,737	139,92
Л-4	5,346	11,34	291,6
Л-5	18,404	19,092	109,65
Л-6	2,1	7,087	196,7
Л-7	9,792	13,888	83,52

Табл. 6. Параметры схем замещений трансформаторов.

Наименование п/ст	R1, Ом	X1, Ом	R2, Ом	X2, Ом	R3, Ом	X3, Ом	Gт, мкСм	Bт, мкСм
А	0,491	23.276	-	-	-	-	3.214	23,62
Б	0,11	12,749	0,11	0,00	0,11	22,588	5,482	47,259
В	3,967	69,431	-	-	-	-	2,117	10,586
Г	2,196	43,394	-	-	-	-	2,873	16,937
Д	0,376	17,771	0,438	0,00	0,549	10,332	5,444	42,34

Получена расчетная схема. Информация об узлах расчетной схемы в соответствии с требованиями программы RASTR приведена в таблице 7.

Табл.7. Расчетные данные узлов для программы RASTR.

В качестве базисного и балансирующего узла (БУ) принят узел №1.

Информация о ветвях расчетной схемы в соответствии с требованиями программы RASTR приведена в таблице 8.

Табл.8. Расчетные данные ветвей для программы RASTR.

В максимальном режиме для трансформаторов и автотрансформаторов приняты значения коэффициентов трансформации, соответствующие номинальным напряжениям обмоток.

Результаты расчетов максимального режима приводятся ниже.



Районы+потери:

Произведен анализ результатов расчета максимального режима. Анализ показал, что уровни напряжений в узлах, значения потоков мощностей и токов в ветвях, величина потерь мощности позволяют сделать предварительное заключение о работоспособности намеченного варианта развития сети.

3.6 Балансы мощности. Выбор основных компенсирующих устройств

Активная мощность, потребляемая районом системы, определяется как сумма генерации Р в базисном узле №1:

В соответствии с заданным условием баланс РГС ? РП выполняется.

Реактивная мощность, потребляемая районом системы, определяется как сумма генерации Q в базисном узле №1:



Максимальная располагаемая мощность:

Условие QГС ? QП выполняется, поэтому установка компенсирующих устройств, требуемая по балансу реактивной мощности, не предусматривается.

3.7 Определение приведенных народнохозяйственных затрат

Капитальные затраты. Определим капитальные затраты на линии электропередачи.

где Kудi - стоимость 1 км линии I [4];

l - длина линии, км;

m - количество линий. Параметры линий приведены в таблице 9.

Табл. 9. Параметры новых линий электропередачи.

ЛЭП	Uном, кВ	l,км	Марка провода	Тип опоры	Куд, тыс.руб/км	Кл, тыс.руб
В-Г	110	43	АС-70	Железобетонная	180	7740
Б-Д	110	35	АС-240		360	12600
А-Г	110	32	АС-90		180	5760

Подставив численные значения в формулу, получим:



При определении Kуд принят II район по гололеду.

Определим капитальные затраты на подстанции:

где Kяч.i - стоимость ячеек распределительных устройств [4];

Kтрi - стоимость трансформаторов [4];

Kпостi - постоянная часть затрат [4];

n - число подстанций.

п/ст Д: Kпс = 2•1800 + 2•1755 +3150 =10260 тыс.руб.

п/ст Г: Kпс = 2•544,5 + 2•945 + 1950 = 4929 тыс.руб.

KпсУ = 10260 + 4929 = 15189 тыс.руб.

K = KлУ + KпсУ = 26100 + 15189 = 41289 тыс.руб.

Ежегодные эксплуатационные издержки на амортизацию и обслуживание сети:

где аал - амортизационные отчисления на линии электропередачи;

аол - отчисления на обслуживание линий электропередачи;

аап - амортизационные отчисления на подстанции;

аоп - отчисления на обслуживание подстанций.

Пользуясь справочными данными [2], определяем соответствующие издержки:



Ежегодные затраты на возмещение потерь активной мощности и энергии:

Определим величину переменных потерь электроэнергии:

Суммарные переменные потери активной мощности берутся из распечатки как сумма «Потери в ЛЭП» и «Потери в трансформаторах»:

Определим величину постоянных потерь электроэнергии:

Потери активной мощности УДРхх берутся как сумма ДРхх всех трансформаторов в сети.



Значения Зэ' и Зэ'' определяются по соответствующим зависимостям [2],[4]:

Зэ' = 33 коп/кВт•ч;

Зэ'' = 22,4 коп/кВт•ч;

Зпот = 33•36693,3•103+ 22,4•5080,8•103=13246,8 тыс.руб.

Суммарные эксплуатационные издержки по сети:

И = И' + Зпот = 2158,57+ 13246,8 = 15405,46 тыс.руб.

Приведенные народнохозяйственные затраты по первому варианту:

З = Ен•K + И,

где Ен - нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений.

Подставив численные значения в формулу, получим:

З = 0,12•41289 + 15405,46= 20360,14 тыс.руб.

4. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ СРАВНЕНИЕ ВАРИАНТОВ

Наименование затрат	Величина затрат, тыс.руб
	Вариант 1-й	Вариант 2-й
Капитальные затраты	Стоимость сооружений ЛЭП	23952	26100
	Стоимость сооружений п/ст	15189	15189
	Итого	39141	41289
Ежегодные эксплуатационные расходы	Эксплуатационные издержки	2098,43	2158,57
	Затраты на возмещение потерь	13978,07	13246,8
	Итого	16076,5	15405,46
Приведенные затраты	20773,42	20360,14

5. РАСЧЕТЫ НА ЭВМ МИНИМАЛЬНОГО И ПОСЛЕАВАРИЙНОГО РЕЖИМОВ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ 2-ГО ВАРИАНТА

5.1 Минимальный режим

Для расчета этого режима в исходные данные вносятся следующие изменения в соответствии с методически указаниями: изменяем напряжение базисного узла на 5%, уменьшаем значения нагрузок в узлах в соответствии с заданием.

Информация по вносимым изменениям приведена в таблице 10.

Табл.10 Значения нагрузок в минимальном режиме.

Узлы	3	5	7	9	10	11	14	15
Мощность узлов	Р, МВт	44,28	29,16	8,37	12,37	15,66	39,96	18,522	14,8
	Q, Мвар	25,68	15,75	3,18	4,95	5,95	21,58	8,89	5,62

Напряжение в базисном узле для минимального режима UБУ=225 кВ.

Как показывает анализ результатов, минимальный режим приемлем для сети. По сравнению с максимальным режимом возросли уровни напряжений в узлах, что объясняется главным образом уменьшением падений напряжений в ветвях. Существенно уменьшились суммарные потери мощности в сети.

Результаты расчета минимального режима приводятся ниже.

5.1 Послеаварийный режим

В качестве послеаварийного режима выбран режим максимальных нагрузок при отключении одной цепи Л-1, которая питает п/ст А от ЦП. При этом для поддержания достаточного уровня напряжения необходимо при помощи РПН (5-я ступень) изменить коэффициент трансформации АТ на пс А.

Исходные данные и результаты расчета послеаварийного режима приводятся ниже.

Анализ результатов расчета послеаварийного режима показывает, что этот режим приемлем для сети, однако его параметры существенно изменились. В частности, суммарные потери мощности в сети возросли, уровни напряжений снизились.

Табл. 11. Расчетные данные узлов для программы RASTR.

№ узлов	Uном, кВ	Рнаг, МВт	Qнаг, Мвар	Рген, МВт	Qген, Мвар	Qmin, Мвар	Qmax, Мвар	Umin, кВ	Umax, кВ
1	237
2	220
3	110	43	23,2
4	110
5	110
6	35	19,4	9,5
7	6	15,5	6,2
8	220	58,3	34,39
9	220
10	110	38	20,52
11	110
12	6	21,5	8,6
13	10	15,5	6,2
14	110
15	6	12,2	4,88

Табл. 12. Расчетные данные ветвей для программы RASTR.

Ветвь	Сопротивление	Проводимость	Коэффициент трансформации Кт
№нач	№кон	R, Ом	Х, Ом	G, мкСм	В, мкСм
1	2	2,7	18,58		-493,2
1	8	14,4	52,2		-312
2	3	0,284	14,548	4,725	37,8	0,526
2	8	8,16	29,58		-176,8
3	4	11,9	20,5		-127,68
4	5	0,41	15,88	6,5	54,44	1
4	14	9,9	21		-135
5	6	0,41	0,01			0,33
5	7	0,82	9,83			0,057
8	9	0,095	24,3	3,21	37,8	1
9	10	0,095	0,01			0,526
9	13	0,191	41,26			0,028
10	11	9,84	10,21		-234,9
11	12	0,71	17,35	5,4	42,3	0,055
10	14	4,74	15,99		-410,8

Результаты расчета:

6. АНАЛИЗ РЕЖИМОВ СЕТИ

6.1 Выявление перегруженных элементов существующей сети

Линии электропередачи.

Данные для проверки условия перегрузки линий приведены в таблице 13.

Табл.13. Токовая загрузка линий.

Линия	Л-1	Л-2	Л-3	Л-4	Л-5	Л-6	Л-7
IЭ, А	825	690	690	445	265	610	330
Iмакс, А	312	682	57	109	22	364	108

Значения Iмакс берутся из распечатки результатов расчета максимального режима работы первого варианта развития сети. (I=S/U)

Эти данные показывают, что для всех линий условие 2IЭ?Iмакс выполняется, поэтому усиление сети не требуется.

Трансформаторы.

Данные для проверки условия перегрузки трансформаторов /2/ приведены в таблице 14.

Табл. 14. Данные по загруженности трансформаторов.

Место установки	Sном, МВА	Рпс, Мвт	Qпс, Мвар	Sпс, МВА
пс А	125	93	51	106
пс Б	250	166	87	187
пс В	10	16	9	18
пс Г	16	23	12	26
пс Д	40	62	35	72

Сравнение показывает, что для всех трансформаторов условие Sном ? 0,65•Sпс выполняется, поэтому замена существующих трансформаторов не требуется.

6.2 Регулирование напряжений на подстанциях

Оценка уровней напряжений на шинах вторичного (низкого) напряжения новых подстанций показывает, что принятые коэффициенты трансформации не обеспечивают требуемые уровни напряжений в рассмотренных режимах.

Осуществим выбор необходимых ответвлений (коэффициентов трансформации) трансформаторов новых тупиковых подстанций.

Подстанция Г.

Максимальный режим.

Принятые при расчете коэффициенты трансформации удовлетворяют существующим требованиям.

Минимальный режим.

Напряжение ответвления трансформаторов определяется по формуле:

Напряжение н

а шинах низкого напряжения, приведенное к высокому:

где Uв - значения напряжения на шинах высокого напряжения;

Р, Q - потоки мощностей в обмотках трансформаторов (берутся из распечатки результатов расчета);

R, X - сопротивления схемы замещения трансформаторов.

Подставив численные значения, получим:

Напряжение на шинах низкого напряжения, приведенное к высокому:



Выбираем стандартное ближайшее напряжение ответвления:

Фактическое напряжение на обмотках низкого напряжения:

Послеаварийный режим.

Принятые при расчете коэффициенты трансформации удовлетворяют существующим требованиям.

Подстанция Д.

Максимальный режим.

Принятые при расчете коэффициенты трансформации удовлетворяют существующим требованиям.

Минимальный режим.

Подставив численные значения, получим:

Напряжение на шинах среднего напряжения, приведенное к высокому:

Выбираем стандартное ближайшее напряжение ответвления:

Фактическое напряжение на обмотках среднего напряжения:

Напряжение на шинах низкого напряжения, приведенное к высокому:

Фактическое напряжение на обмотках низкого напряжения:

Послеаварийный режим.

Принятые при расчете коэффициенты трансформации удовлетворяют существующим требованиям.

Результаты расчетов по выбору отпаек трансформатора сведены в таблице 15.

Таблица 15 - Коэффициенты трансформации для различных режимов работы.

П/ст	Режим	Напряжение до регулирования, кВ	Напряжение после регулирования, кВ	Напряжение ответвления, кВ	Коэффициент трансформации
Г	макс. Мин. П. а. р.	6,1 6 6,2	6,1 6,074 6,2	115 115+2х1.78% 115	0,053 0,052 0,053
Д	макс. Мин. П. а. р	36.5/6,3 35,5/6,1 36,9/6,3	36.5/6,3 35,41/6,05 36,9/6,3	115 115-1х1.78% 115	0,317/0,0547 0,307/0,052 0,32/0,0547

7. ОСНОВНЫЕ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ СЕТИ

Капитальные вложения на сооружение всех линий, подстанций и сети в целом.

Капитальные затраты на ЛЭП приведены в таблице 16.

Таблица 16 - Капитальные затраты на линии электропередачи.

ЛЭП	Uном, кВ	l ,км	Марка провода	Тип опоры	Куд, тыс.руб/км	Кл, тыс.руб
Л-1	220	96	АС-400	Ж/Б 1-цепная	291	27936
Л-2	220	92	АС-300	Ж/Б 2-цепная	450	41400
Л-3	220	53	АС-300	Ж/Б 1-цепная	295,5	13753,5
Л-4	110	54	АС-150	Ж/Б 2-цепная	300	16200
Л-5	110	43	АС-70	Ж/Б 1-цепная	180	7740
Л-6	110	35	АС-240	Ж/Б 2-цепная	360	12600
Л-7	110	32	АС-95	Ж/Б 1-цепная	180	5760

Суммарные капитальные затраты на линии:

КлУ=27936 +41400+13753,5+16200+7740+12600+5760= 125389,5 тыс.руб.

Капитальные затраты на подстанции.

ЦП: Кпс=3•1275=3825 тыс.руб;

п/ст А: Кпс=3•1275+2•3000+11250=21075 тыс.руб;

п/ст Б: Кпс=4•1275+2•4860+11250=26070 тыс.руб;

п/ст В: Кпс=4•630+2•600+4350=8070 тыс.руб;

п/ст Д: Kпс = 2•1800 + 2•1755 +3150 =10260 тыс.руб.

п/ст Г: Kпс = 2•544,5 + 2•945 + 1950 = 4929 тыс.руб.

Капитальные суммарные затраты на подстанциях 220 и 110 кВ:

КпсУ220=3825+21075+26070=50970 тыс.руб;

КпсУ110=8070+10260+4929 =23259 тыс.руб;

Ежегодные эксплутационные издержки на амортизацию и обслуживание сети:

ИЛ=0,028·125389,5 =3510,9 тыс.руб

ИПС=0,094·23259+0,084·50970=6467,8 тыс.руб

И'=3510,9 +6467,8 =9978,7 тыс.руб.

Ежегодные затраты на возмещение потерь активной мощности и энергии:

Зпот=13246,8 тыс.руб.

Количество электрической энергии, полученной потребителями за год:

Себестоимость передачи электроэнергии :

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

1. Методические указания к курсовому выполнению курсового проекта «Развитие электрических сетей района энергосистемы»». /Сост.: И.Д.Кудинов, Н.А. Котова; НПИ, Новочеркасск, 2001. 32с.

2. Справочник по проектированию электроэнергетических систем. /Под ред. С.С. Ракотяна, И.М. Шапиро. М.: Энергоатомиздат, 1985. 352с.

3. Электротехнический справочник. / Под общ. Ред. Профессоров МЭИ. М.: Энергоиздат, 1982. 656с.

Размещено на Allbest.ru

...