Размещено на http://www.allbest.ru/

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение

высшего профессионального образования

«Забайкальский государственный университет»

(ФГБОУ ВПО «ЗабГУ»)

Энергетический факультет

Курсовой проект по дисциплине

« Электроэнергетические системы и сети»

Вариант № 78

Выполнил: ст. группы ЭЛСб-11 Иванов И.В.

Проверил: доцент кафедры ЭиЭТ Петров О.М.

Чита, 2014



Реферат

Курсовой проект содержит 41 с., 13 рис., 25 табл., 3 источника.

ПОДСТАНЦИЯ, МОЩНОСТЬ, ТРАНСФОРМАТОРЫ, ВОЗДУШНЫЕ ЛИНИИ, РАСЧЕТ, РЕЖИМ.

Объектом исследования является проектирование новой электрической сети.

Цель работы - выбрать наиболее оптимальный вариант электрической сети, способный обеспечить работу трех новых подстанций.

В процессе работы проводились различные схемы электрической сети, расчеты режимов электрической сети, выбор различных параметров, определение технико-экономических показателей.

В итоге были получены соответствующие заданию результаты.



Оглавление

Исходные данные к работе

1. Введение

2. Основная часть

2.1 Составление и обоснование вариантов схемы электрической сети

2.1.1 Характеристика электрифицируемого района и потребителей электроэнергии

2.1.2 Разработка вариантов схем соединений линий сети и ПС

2.1.3 Выбор номинальных напряжений сети и сечений проводов ВЛ

2.1.4 Определение числа и мощности трансформаторов

2.2 Технико-экономическое сравнение вариантов

2.3 Расчет максимального режима работы сети

2.4 Определение основных технико-экономических показателей спроектированной электрической сети

2.4.1 Капитальные вложения

2.4.2 Издержки на эксплуатацию

2.4.3 Расчетная стоимость передачи электроэнергии

3. Заключение

4. Список литературы

сеть электрический электроэнергия электрофицируемый



Исходные данные к работе

1. Геометрическое расположение ПС «В» и мест сооружения новых ПС в декартовой системе координат, а так же максимальные нагрузки существующих и новых узлов, приведенные к пятому году эксплуатации сети. Время использования максимальной нагрузки Т_max для общего годового графика энергосистемы с учетом мощностей новых подстанций (таб.1).

Таблица 1

Хa,км	Ya,км	Xb,км	Yb,км	X1,км	Y1,км	X2,км	Y2,км	X3,км	Y3,км
50	50	104	75	108	52	88	51	117	63
S1,МВ*А	S2, МВ*А	S3, МВ*А	S4, МВ*А	S5, МВ*А	Тmax,ч/год
41+23j	18+9j	51+30j	190+80j	37+19j	4000

2. Зимние и летние суточные графики нагрузки новых подстанций (таб.2).

Таблица 2

Зимние и летние графики нагрузки характерных дней для новых подстанций, %

Время,ч	ПС-1	ПС-2	ПС-3
	Зима	Лето	Зима	Лето	Зима	Лето
	P	Q	P	Q	P	Q	P	Q	P	Q	P	Q
1	44	43	33	31	34	32	33	32	56	47	35	30
2	42	41	24	23	44	40	23	25	51	52	32	33
3	44	42	24	23	30	30	26	22	46	45	30	31
4	46	44	22	22	30	29	28	26	43	42	27	31
5	50	45	25	24	36	35	45	39	47	44	35	34
6	63	52	30	30	56	55	61	57	53	52	44	46
7	86	71	67	66	79	76	75	74	69	65	53	52
8	95	92	76	77	100	99	74	73	80	80	57	56
9	100	100	80	81	100	100	72	70	86	81	54	55
10	96	100	70	71	96	95	62	60	84	82	50	50
11	91	95	68	68	90	88	56	51	80	78	47	48
12	92	93	69	70	80	81	50	51	72	70	45	46
13	91	90	70	71	70	73	48	45	66	65	43	44
14	88	86	68	68	66	67	46	43	65	65	41	43
15	89	85	69	68	67	66	45	44	66	63	42	40
16	94	94	70	71	66	68	44	46	67	66	41	44
17	99	95	68	69	65	68	47	48	70	70	44	46
18	98	100	70	72	64	67	48	47	86	85	48	48
19	97	95	75	75	72	70	54	52	100	100	57	56
20	92	94	80	78	83	80	62	61	97	99	65	65
21	83	93	80	78	85	84	65	60	95	96	64	66
22	68	86	70	72	80	80	64	62	81	80	61	63
23	52	77	48	47	65	64	49	46	67	64	52	43
24	48	56	34	35	53	50	35	33	61	60	40	44

3. Напряжение источника питания( узел А) в режиме максимальных нагрузок поддерживается на уровне 240 кВ. Коэффициент мощности источника питания(узел А) в режиме наибольших нагрузок равен 0,9.

4. Номинальное напряжение на шинах низшего напряжения новых подстанций - 10 кВ.

5. Материал промежуточных опор ВЛ- железобетон.

6. Район строительства: Урал.

7. Расчетная мощность, поступающая из внешней сети на шины 220 кВ ПС «В», в режиме наибольших нагрузок составляет 60+j30 МВ*А.



1. Введение

Данная работа рассматривает выбор оптимального технико-экономического обоснования схемы развития электрической сети районной энергосистемы для электроснабжения трех новых узлов нагрузки. В курсовом проекте центром региона выбран город Екатеринбург, Свердловская область.

Территория Свердловской области составляет 195,0 тыс. км2.

Область расположена в центре России, на границе ее европейской и азиатской частей. На западе граничит с Пермской областью, на северо-западе - с Республикой Коми, на севере и северо-востоке - с Ханты-Мансийским автономным округом - Югрой, на востоке - c Тюменской областью, на юго-востоке - с Курганской областью, на юге - с Челябинской областью, на юго-западе - с Республикой Башкортостан.

Климатические условия

Свердловская область находится в зоне с умеренно континентальным климатом. Средняя многолетняя температура воздуха в январе составляет от -20°C на севере до -15,5°C, в июле +16,9°C. Средняя величина осадков за год составляет 350 - 400 мм на юго-востоке и 500 мм на севере, а в горных районах юго-запада превышает 500 - 600 мм.

Население

По итогам переписи 2010 г. численность населения Свердловской области составила 4297,7 тыс. чел.

Численность населения наиболее крупных городов Свердловской области по данным переписи населения 2010 г.: Екатеринбург - 1350,1 тыс.чел., Нижний Тагил - 361,9 тыс.чел., Каменск-Уральский - 174,7 тыс.чел., Первоуральск - 134,4 тыс.чел., при этом стоит отметить, что доля городского населения превышает 83 %, соответственно Свердловская область является крупным промышленным, а не сельскохозяйственным регионом.

Средняя плотность населения - 22,6 чел/км2. Экономически активное население составляет 2343,3 тыс. чел. В 2010 г. уровень зарегистрированной безработицы составил 1,8 %.

Возрастная структура населения: к трудоспособному относится 58 % населения, моложе трудоспособного возраста - 28 %, старше трудоспособного возраста - 14 %.

Промышленное производство по основным отраслям

Промышленность Свердловской области представляет собой мощный многоотраслевой комплекс - один из крупнейших в России. По производственному потенциалу область занимает 5-е место среди 83 субъектов РФ.

Ведущими отраслями промышленности Свердловской области являются: черная и цветная металлургия, машиностроение и металлообработка, электроэнергетика. Их удельный вес в объеме промышленного производства составляет 83,3 %. Свердловская область производит почти 100 % титана, 40 % меди и 17 % стальных труб в стране.

Металлургический комплекс

Доминирующее положение в структуре промышленности занимает металлургический комплекс - черная и цветная металлургия. На долю предприятий чёрной и цветной металлургии приходится около половины промышленного производства Свердловской области. Наиболее крупные предприятия: ОАО «РУСАЛ - Богословский алюминиевый завод», ОАО «РУСАЛ - Уральский алюминиевый завод», ОАО «Нижнетагильский металлургический комбинат», ОАО «Первоуральский новотрубный завод», ОАО «Синарский трубный завод», ОАО «Северский трубный завод», ОАО «Уралэлектромедь».

Машиностроение и металлообработка.

На долю отрасли приходится 20,9 % промышленного производства.

В структуре машиностроительного комплекса Свердловской области наибольший удельный вес в объёме производства занимают:

тяжёлое, энергетическое и горное машиностроение;

электротехническая промышленность и приборостроение;

транспортное машиностроение;

нефтегазовое и химическое машиностроение.

Среди машиностроительных отраслей преобладает «тяжёлый ВПК» (производство бронетанковой техники и боеприпасов), а также тяжёлое индивидуальное машиностроение: грузовые автомобили, вагоны, магистральные, экскаваторы, кузнечно-прессовые машины, силовые трансформаторы, дизели и дизель-генераторы, паровые и газовые турбины, крупные электромашины, нефтепромысловое и буровое оборудование, электродвигатели. Среди крупных предприятий этого направления стоит отметить Мировую известность имеют предприятия: ОАО «Уралмаш», ОАО «Уралэлектротяжмаш», ФГУП «Уралвагонзавод», ОАО «Уралхиммаш», ОАО «Пневмостроймашина», «Уральский химкомбинат», ФГУП «Комбинат «Электрохимприбор»». Уникальное высокотехнологическое оборудование с маркой уральских предприятий установлено на ведущих металлургических, нефтехимических и машиностроительных заводах страны.



2. Основная часть

2.1 Составление и обоснование вариантов схемы электрической сети

2.1.1 Характеристика электрифицируемого района и потребителей электроэнергии

В курсовом проекте центром региона выбран город Екатеринбург, эквивалентные температуры охлаждающего воздуха которого составляют зимой: -14,9 ?С; летом: +17,6 ?С; в год: +7,8.

Свердловская энергосистема входит в состав ОЭС Урала и относится к III району по гололеду и ветровым нагрузкам (bг=20 мм; Vmax=32 м/с).

Коэффициент удлинения трассы ВЛ (Кудл) примем равным 1,24.

Зональный коэффициент удорожания электрических сетей составит 1,1 для ВЛ; 1,1 для ПС (таб. В1, [1]).

Время потерь ф зависит от числа часов использования наибольшей нагрузки Тmax.

=2405 ч.

Удельные затраты на возмещение потерь мощности и электроэнергии для данного региона составят:

в'(t')= 2,2 ( по рис.3.4. [1]);

в'' (t'')= 1,75 (t”=8760 ч, по рис. 3.4. [1]).

2.1.2 Разработка вариантов схем соединений линий сети и ПС

Анализ существующей схемы позволяет определить ряд характерных показателей.

1. Автотрансформаторы ПС «А» и ПС «В» имеют запас пропускной способности, позволяющей развивать схему без их замены.

2. ВЛ А-В 110 кВ является резервной и включается тогда, когда обе цепи ВЛ А-В 220 кВ оказываются в нерабочем состоянии. В этом случае переток по ВЛ А-B 110 кВ равен необеспеченной нагрузке ПС «В» (сумме нагрузок на шинах 110 и 35 кВ, за вычетом перетока из внешней сети), т.е. 13-j100 МВ*А (16,4 МВ*А- полная мощность). Для провода АС-185 допустимый по нагреву ток равен 510 А, а поправочный коэффициент на температуру окружающей среды для зимнего периода ( режим наибольших нагрузок) kt=1,17. Тогда максимальный переток по ВЛ А-В 110 кВ составит Значит по техническим условиям данную линию можно нагрузить не более, чем на113, 6 МВ*А.

3. Каждая из цепей ВЛ А-В 220 кВ допускает дополнительную нагрузку порядка 270 МВ*А, что превышает вместе взятую мощность новых подстанций.

Перейдем к составлению различных вариантов схем питания подстанций 1, 2 и 3.

Мы имеем следующий граф расположения ПС (рис.2).

Предлагается 6 вариантов схем соединения новых и имеющихся ПС (рис. 3).

Сплошная линия- линия 220 кВ, штриховая линия- линия 110кВ.

(Расстояния рассчитаны в программе Компас -3D V13 Home и помножены на коэффициент удлинения, определенный ранее)

Из схем видно, что подстанция 3 находится на расстоянии 22 км от подстанции В, поэтому оптимальным вариантом является запитать данную ПС от шин 220 кВ ПС В. Схемы 3, 5 и 6 не подходят из-за больших длин новых линий по сравнению со схемами 1, 2 и 4. В случае схемы 4 на ПС 3 придется ставить более мощные трансформаторы чем в схемах 1 и 2 так как нагрузки ПС 1и 3 достаточно велики.

В итоге для дальнейшей разработки остаются 2 варианта: схема 1 и схема 2.

2.1.3 Выбор номинальных напряжений сети и сечений проводов ВЛ

Рассмотрим более подробно 1 схему.

Для схемы 1 выполним грубую оценку номинального напряжения линий подстанций 1-2-3. Для ПС 1 номинальное напряжение:

где Р наибольшая передаваемая мощность по одной цепи, МВт, L-длина линии, км; U- оценка номинального напряжения ЛЭП, кВ.

Аналогично найдем и для других ПС.

Таким образом, напряжение ПС-1 выберем равным 110кВ, ПС-2 равным 110кВ, ПС-3 равным 220 кВ

Выполним определение сечения проводов ВЛ. Выбор сечения произведем по нормированной (экономической) плотности тока jэк. Для сталеалюминевых проводов и времени использования максимальной нагрузки Tmax=4000 ч/год, jэк=0,9 А/мм²( табл. В33, [1]).

Для определения расчетных токов новых линий необходимо выполнить расчёт приближенного потокораспределения электрической сети.

Принципиальная схема указана на рисунке 4.

Учитывая слабую загрузку обмоток НН автотрансформатора ПС «А», выполним упрощения схемы замещения. Переносим нагрузку с шин 10 кВ на сторону 110кВ и складываем с нагрузкой на шинах СН. После чего сопротивления обмоток НН АТ из схемы исключаются, а сопротивления обмоток ВН и СН последовательно объединяются. Аналогичную операцию проделаем и с автотрансформаторами ПС «В». В этом случае схема замещения будет иметь вид, представленный на рисунке 5.

Предварительно примем, что новые участки линий будут выполнены проводами того же сечения, что и у линий имеющихся ранее. Расчет сопротивлений ЛЭП приведен в таблице 3.

Таблица 3

Участки ЛЭП	Uном, кВ	Число цепей и марка провода	l,км	r0, Ом/км	x0, Ом/км	R, Ом	X,Ом
4-2	110	1хАС-185	62	0,162	0,413	10,0349	25,5828
А-В	220	1хАС-300	74	0,098	0,429	7,2316	31,6567
5-2	110	1хАС-185	50	0,162	0,413	7,9668	20,3105
5-1	110	1хАС-185	29	0,162	0,413	4,6905	11,958
В-3	220	1хАС-300	22	0,098	0,429	2,1448	9,38909
А-4						0,2	10,6
В-5						0,26	13,3

Выполним упрощенный расчет режима без учета зарядных мощностей ВЛ и потерь в трансформаторах в программе на ЭВМ. Результаты в виде таблиц по ветвям и узлам приведены ниже (табл. 4 и 5). Узлы В и А на схеме в программе заменены соответственно на узлы 6,7.

Таблица 4

Таблица по ветвям
i	j	P(i_)	Q(i_)	P(_j)	Q(_j)	dP(ij)	dQ(ij)	P'(ij)	Q'(ij)	P"(ij)	Q"(ij)
4	2	11,14599	8,069604	-11,0224	-7,75455	0,123579	0,31505	0,123579	0,31505	0	0
7	6	85,13976	56,16737	-84,4867	-53,3085	0,653076	2,858863	0,653076	2,858863	0	0
5	2	7,004779	1,314974	-6,97764	-1,24579	0,027138	0,069186	0,027138	0,069186	0	0
5	1	41,35914	23,91629	-41,0002	-23,0011	0,358988	0,915199	0,358988	0,915199	0	0
6	3	51,06846	30,29978	-51	-30,0002	0,068436	0,299583	0,068436	0,299583	0	0
7	4	205,327	99,65711	-205,146	-90,071	0,180871	9,586137	0,180871	9,586137	0	0
6	5	93,41826	53,0089	-93,364	-50,2319	0,054288	2,777019	0,054288	2,777019	0	0

Таблица 5

Таблица по узлам
i	U(i)	d(i)	Ген. P(i)	Ген. Q(i)	Нагр. P(i)	Нагр. Q(i)	Pш(i)	Qш(i)	небал P(i)	небал Q(i)
1	119,9001	-3,19999	0	0	41	23	0	0	0,000156	0,001094
2	121,2086	-2,96259	0	0	18	9	0	0	5,39E-05	0,000342
3	234,1572	-1,37816	0	0	51	30	0	0	2,33E-05	0,000202
4	123,8348	-2,18575	0	0	194	82	0	0	0,000109	0,001367
5	121,9294	-2,45339	0	0	45	25	0	0	4,69E-05	0,000618
6	235,013	-1,16248	60	30	0	0	0	0	3,54E-05	0,000186
7	240	0	290,4667	155,8245	0	0	0	0	0	0

Так же укажем результаты расчета на рис. 6.

Определим токи при различных режимах.

Например, для ветви 4-2 ток в аварийном режиме ( откл. ветвь 5-2) равен:

Аналогичным образом находятся токи для всех режимов. Расчеты аварийных режимов приведены далее в таблице 7.

Таблица 7

Аварийный режим, откл. Ветвь 5-2	Аварийный режим, откл. Ветвь 4-2
i	j	P, МВт	Q, Мвар	Uном, кВ	Iав, А	i	j	P, МВт	Q, Мвар	Uном, кВ	Iав, А
4	2	18,279	9,714	110	108,651	7	6	96,5926	66,174	220	307
7	6	78,040	54,1179	220	249,227	5	2	18,229	9,5855	110	108
5	1	41,358	23,914	110	250,747	5	1	41,3635	23,928	110	250
6	3	51,068	30,299	220	155,832	6	3	51,068	30,302	220	155

Экономически целесообразное сечение F, мм², определяется из соотношения: . Зная - расчетный ток и - рекомендуемое значение экономической плотности тока, определим сечения линий. Затем уточним значения сечений, выбрав наиболее близкое значение из стандартных и выполнив проверку по нагреву и механической прочности.

Например, для ветви 4-2 экономическое сечение составит:

Ближайшее стандартное значение Fст = 95 мм², так как уже имеем линию 110 кВ длиной 43 км сечение которой составляет 185 мм², поэтому примем сечение равное 185 мм².

Выполним проверку по нагреву. В этом случае должно выполняться условие:

где наибольший ток ВЛ для послеаварийного или ремонтного режима,

- длительно допустимый ток нагрузки (табл.А8,[1]) с учетом поправочного коэффициента на температуру окружающей среды (табл.А25,[1]).

Таким образом, т.е. условие проверки по нагреву выполняется. Значит окончательно выбираем сечение 185 мм². Результаты аналогичных расчетов сведены в таблицу 8.

Таблица 8

Результаты выбора сечения проводов ВЛ(схема 1)
i	j	P, МВт	Q, Мвар	Uном, кВ	Число цепей	Iр, А	Fэ, мм2	F'ст, мм2	I'доп, А	Iав, А	Fст, мм2
4	2	11,145	8,069	110	1	72,224	80	95	596,7	108,65	185
7	6	85,139	56,167	220	2	267,67	297	300	830,7	307,27	300
5	2	7,0047	1,3149	110	1	37,407	41	50	596,7	108,10	185
5	1	41,359	23,916	110	2	250,76	278	240	713,7	250,81	240
6	3	51,068	30,299	220	2	155,84	173	240	713,7	155,84	240

Подобные расчеты были выполнены и для второй схемы. Приведем лишь результаты выбора сечения (табл. 9), принципиальную схему, упрощенную схему замещения и результаты расчета приближенного распределения мощностей (рис. 7,8,9 соответственно).

Таблица 9

Результаты выбора сечения проводов ВЛ(схема 2)
i	j	P, МВт	Q, Мвар	Uном, кВ	Число цепей	Iр, А	Fэ, мм2	F'ст, мм2	I'доп, А	Iав, А	Fст, мм2
4	2	8,7998	7,9606	110	1	62,281	69,202	185	596,7	132,233	185
7	6	46,9699	32,8201	220	1	150,374	167,083	300	830,7	257,124	300
5	2	9,3394	1,3945	110	1	49,5629	55,069	185	596,7	108,086	185
7	1	40,4188	20,9821	220	1	119,512	132,792	300	830,7	243,034	300
6	1	1,1318	3,4231	220	1	9,4617	10,513	300	830,7	124,509	300
6	3	51,0689	30,3016	220	2	155,837	173,152	240	713,7	155,884	240

Таким образом для схем 1 и 2 были выбраны следующие сечения проводов (точка D- место соединения линии А-В 220кВ и новой линии к ПС-1, точка C- место соединения линии А-В 110кВ и новой линии к ПС-2):

Таблица 10

Участки ВЛ (схема 1)	Участки ВЛ (схема 2)
С-2	5-1	B-3	D-1	C-2	B-3
2хАС-185	2хАС-240	2хАС-240	2хАС-300	2хАС-185	2хАС-240

2.1.4 Определение числа и мощности трансформаторов

Рассмотрим выбор трансформаторов для ПС-1 схемы 1 (рис. 4). В данном случае необходим трехфазный двухобмоточный трансформатор с соотношением напряжений 110/10 кВ. Максимальная нагрузка, приведенная к пятому году эксплуатации составляет: 41+j23 МВ*А. Суточные графики нагрузки даны в задании на курсовой проект, а центр региона выбран в пункте 2.1.1. данной работы.

Для надежности электроснабжения необходимо использовать 2 трансформатора. При отключении одного из них всю нагрузку должен нести оставшийся в работе трансформатор, при этом часть суток он может работать с перегрузкой.

Определим полную мощность ПС-1 за каждый i-й час зимних и летних суток по формуле:

.

Результаты расчетов приведем в таблице 11.

Таблица 11

Время, ч	Si зима, МВ*А	Si лето, МВ*А	Время, ч	Si зима, МВ*А	Si лето, МВ*А
1	20,573	15,294	13	42,668	33,021
2	19,633	11,171	14	41,146	31,967
3	20,434	11,171	15	41,397	32,325
4	21,404	10,342	16	44,19	33,021
5	22,965	11,642	17	46,097	32,081
6	28,465	14,103	18	46,297	33,135
7	38,858	31,385	19	45,377	35,258
8	44,326	35,841	20	43,477	37,386
9	47,011	37,722	21	40,194	37,386
10	45,587	33,021	22	34,184	33,135
11	43,237	31,967	23	27,716	22,454
12	43,363	32,551	24	23,520	16,097

Выполним оценку нижней границы номинальной мощности каждого из двух трансформаторов.

где 47,012МВ*А и =37,722МВ*А- максимальные нагрузки в зимний летний периоды, соответственно( табл.11); и (табл. 3.6, [1] для температур Екатеринбурга, длительности перегрузки h=14 ч и системы охлаждения типа Д).

Получим:

Из таблицы Б3, [1], наиболее подходящим является трансформатор ТРДН-40000/110 с =40 МВ*А. Т.к. , т.е. в летний период перегрузка исключена, рассмотрим только зимний график.

Определим число часов перегрузки трансформатора по графику. Предварительное значение составит 14 часов. Определим коэффициент перегрузки K'₂:

Коэффициент наибольшей перегрузки равен:

Т.к. выполняется условие 0,9, то полагаем , Определяем окончательно по табл. 3.6, [1], Kав=1,5. Тогда условие ) выполняется и принимается окончательно.

Аналогично выбираем трансформаторы и для других подстанций и схем. Результаты выбора трансформаторов представлены в таблицах 12 и 13.

Таблица 12

Результаты выбора трансформаторов (схема 1)

ПС	Тип трансформатора	РПН	Uном,кВ	Rт, Ом	Хт, Ом	Рхх,кВт	Qxx,квар
			ВН	НН
1	2хТРДН-40000/110	9х1,78%	115	10,5	1,42	34,7	36	260
2	2хТРДН-25000/110	9х1,78%	115	10,5	2,54	55,5	27	175
3	2хТРДЦН-63000/220	8х1,5%	230	11	4	100,7	82	504

Таблица 13

Результаты выбора трансформаторов (схема 2)

ПС	Тип трансформатора	РПН	Uном,кВ	Rт, Ом	Хт, Ом	Рхх,кВт	Qxx,квар
			ВН	НН
1	2хТРДН-40000/220	8х1,5%	230	11	5,6	158,6	50	360
2	2хТРДН-25000/110	9х1,78%	115	10,5	2,54	55,5	27	175
3	2хТРДЦН-63000/220	8х1,5%	230	11	4	100,7	82	504

2.2 Технико-экономическое сравнение вариантов

Для того, чтобы выполнить сравнение вариантов и рассчитать различные показатели, необходимо до конца разработать схему электрических соединений.

На рисунках 10 и 11 изображены 2 схемы возможных электрических соединений.

При сравнении проектных вариантов следует исключать повторяющиеся элементы их стоимости и издержки на эксплуатацию. Сравнение имеющихся проектных вариантов (рис.10 и рис. 11) позволяет исключить ПС-3 и ПС-2, как одинаковые по схемам. По этой же причине пока не вычисляем затраты на ЗРУ 10 кВ и компенсирующие устройства.

В варианте 2 придется строить двухцепные ВЛ:D-1 220кВ, C-2 110 кВ, В-3 220кВ, протяженностью 27.962, 18.674 и 21.886 км соответственно. Результаты расчета капитальных вложений в строительство новых линий сведем в таблицу 14.

Для примера вычислим стоимость строительства ВЛ D-1:

где -стоимость (табл. В8, [1]), L-длина трассы ВЛ, -коэффициент удорожания стоимости линии, определен в пункте 2.1.1.



Таблица 14

Капитальные вложения в строительство новых ВЛ
Параметры ВЛ	ед.изм.	Участки ВЛ
		D-1	C-2	B-3
Uном	кВ	220	110	220
Число цепей/марка провода	-	2хАС-300	2хАС-185	2хАС-240
Длина трассы,L	км	27.962	18.674	21.886
Удельная стоимость ВЛ, К0	млн руб./км	8,5	6,33	8,35
Полная стоимость ВЛ, Кл	млн руб.	261,445	130,027	201,023

Итого капитальные вложения составят: 592,495 млн руб. Годовые расходы на эксплуатацию ВЛ определим, как (0,008- норма затрат на ремонты и облуживание линий, табл. В34, [1]).

Определение капитальных вложений в строительство новых подстанций и расширение ОРУ 220 кВ ПС В (две дополнительные ячейки с элегазовыми выключателями) сведем в таблицу 15.

Таблица 15

Затраты на строительство ПС
Показатели	ПС
	1	2	3	B
Uвн/Uсн/Uнн	220/10	110/10	220/10	220
Кпост	59,7	59,1	59,7	-
m x Ктр	2х42	2х21,1	2х49	-
Кору	201	99,2	201	-
Число и стоимость головных выключателей	-	-	-	2х50
Капитальные вложения с учетом зонального коэффициента	379,17	220,55	504,57	110
Нормы затрат на ремонты и обслуживание	0,049	0,059	0,049	0.059

Капитальные вложения в строительство подстанций (кроме ПС-3, ПС-2) составят: 379,17 млн руб. Затраты на ремонт и обслуживание:

.

Для оценки затрат на возмещение потерь электроэнергии необходимо определить прирост активной мощности по сравнению со старой схемой. Для этого необходимо выполнить расчет режима с учетом новых линий и ПС. Результаты расчета потерь активной мощности и потерь в трансформаторах представлены в таблицах 16 и 17.

Таблица 16

Расчет потерь активной мощности в ЛЭП (схема 2)
Параметры	Ед.изм.	ВЛ ij
		4-С	С-2	С-5	А-D	A-B	D-1	B-D	В-3
Rэкв	Ом	7,009	3,025	4,942	6,498	7,231	2,740	0,733	2,145
Хэкв	Ом	17,871	7,712	12,598	28,444	31,657	11,996	3,207	9,389
Uном	кВ	110	110	110	220	220	220	220	220
Sij	МВА	11,866	20,125	9,443	45,541	57,301	47,010	3,605	59,381
ДP'ij	кВт	81,563	50,625	36,419	278,438	490,53	62,556	0,196	77,578

Таблица 17

Расчет потерь активной мощности в трансформаторах (схема2)
Параметры	Ед.изм.	Подстанции
		А	В	1	2	3
		ВН-СН	ВН-СН	ВН-НН	ВН-НН	ВН-НН
Rэкв	Ом	0,2	0,26	2,8	1,27	2
Uном	кВ	230	230	230	115	230
Sij	МВА	225,99	60,824	47,010	20,125	59,169
ДP'ij	кВт	193,089	18,183	116,975	38,892	132,363
ДP''ij	кВт	290	250	100	54	164

Суммируя нагрузочные ДP'ij и условно постоянные потери ДP''ij, получим: ДP'нов= 1577,974 кВт и ДP''нов=858 кВт. Для старой схемы потери составляли: ДP'ст= 160 кВт и ДP''ст=540 кВт. Прирост потерь в сети равен: ДP'max= ДP'нов - ДP'ст =1577,974-160= 1417,974кВт и ДP''max= ДP''нов - ?ДP''ст= 858- 540= 318 кВт.

Определим затраты на возмещение потерь электроэнергии:

(ч/год;

Капиталовложения в схему составят:

592,495+379,17=971,665 млн руб.

Эксплуатационные расходы на ремонт и обслуживание сети будут равны:

Для определения приведенных затрат примем норму дисконтирования E=0,1, а расчетные период равным 10 годам(n). Срок строительства сети 3 года(m). Тогда приведенный срок эксплуатации составит:

=10-3+1/3+2/3= 8 лет.

Вычислим приведенные затраты:

=971,665*1,1+(23,318*1,1+12,238)*8=1371,935 млн руб/год.

Для схемы 1 были проведены аналогичные расчеты, результаты которых сведем в таблицу 18.

Таблица 18

Экономические показатели оцениваемых вариантов, млн руб.
Показатели	Варианты схем
	1	2
Стоимость строительства линий, Кл	532,657	592,495
Стоимость строительства подстанций, Кп	234,41	379,17
Суммарные капвложения в электросеть, Ксумм	767,067	971,665
Затраты на ремонт и обслуживание ВЛ, И'л	4,2612	4,739
Затраты на ремонт и обслуживание ПС, И'п	11,486	18,579
Издержки на эксплуатацию сети, И'	15,747	23,318
Расходы на возмещение потерь энергии, Спот	11,886	12,238
Приведенные затраты для схемы, З	1077,436	1371,935
Приведенные затраты, %	78%	100%

Т.к. приведенные затраты 1 схемы меньше чем 2 схемы на 22%, то наиболее подходящий вариант выбрать схему 1.

2.3 Расчет максимального режима работы сети

Расчет максимального режима сводится к составлению полной схемы замещения с учетом зарядных мощностей ВЛ и потерь в трансформаторах. Затем производится расчет на ЭВМ. Схема замещения представлена на рисунке 12.

Реактивные проводимости линии приведем в таблице 19.

Таблица19

Реактивные проводимости новых ВЛ
Параметры ВЛ	ед.изм.	Участки ВЛ
		B-3	5-1	C-2
Uном	кВ	220	110	110
Число цепей/марка провода	-	2хАС-240	2хАС-240	2хАС-185
b0	мкСм/км	2,6	2,81	2,75
Длина трассы,L	км	22	29	19
B	мкСм	57,2	81,49	52,25

Результаты расчета режима, произведенного в программе приведем в таблицах 20 и 21.

Таблица 20

i	j	P(i_)	Q(i_)	P(_j)	Q(_j)	dP(ij)	dQ(ij)	P'(ij)	Q'(ij)	P"(ij)	Q"(ij)
11	10	71,70862	44,33452	-70,0979	-37,2836	1,610712	7,050972	1,610712	7,050972	0	0
10	6	51,65452	30,37557	-51,3011	-34,8569	0,353404	-4,4813	0,353404	1,270501	0	-5,7518
6	3	51,13731	33,84881	-50,9853	-30,0212	0,15204	3,827618	0,15204	3,827618	0	0
4	7	26,82521	15,54595	-26,3805	-14,4123	0,444685	1,133672	0,444685

Подобные документы

• 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
  

• Расчет районной электрической сети

  Месторасположение источника питания и потребителей электроэнергии. Составление вариантов схемы электрической сети и выбор наиболее рациональных вариантов. Схема кольцевой сети в нормальном режиме. Выбор номинальных напряжений. Баланс реактивной мощности.
  
  курсовая работа [316,7 K], добавлен 03.04.2014
  

• Расчёт технико-экономических показателей работы электрической сети

  Протяженность линий электропередачи. Установленная мощность трансформаторных подстанций. Энергетические показатели сети. Суммарный максимум активной нагрузки потребителей. Годовой полезный отпуск электроэнергии. Потери мощности в электрической сети.
  
  дипломная работа [265,0 K], добавлен 24.07.2012
  

• 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

  Характеристика района проектирования электрической сети. Анализ источников питания, потребителей, климатических условий. Разработка возможных вариантов конфигураций электрической сети. Алгоритм расчета приведенных затрат. Методы регулирования напряжения.
  
  курсовая работа [377,2 K], добавлен 16.04.2011
  

• 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
  

• Передача и распределение электроэнергии

  Анализ расчета районной электрической сети. Характеристика электрифицируемого района, источника питания и потребителей. Составление баланса активной и реактивной мощности. Анализ расчётов основных режимов работы сети: расчет нагрузок, составление схем.
  
  курсовая работа [593,6 K], добавлен 17.11.2011
  

• Развитие электрической сети энергорайона

  Особенности развития электрических сетей района энергосистемы. Анализ технико-экономического расчета первого и второго вариантов развития сети, их схемы. Характеристика и основные признаки статической устойчивости. Расчет послеаварийного режима сети.
  
  дипломная работа [3,2 M], добавлен 15.04.2012
  

• Электроснабжение сетевого района Нижновэнерго

  Выбор графа, схемы и номинального напряжения проектируемой электрической сети. Основные технико-экономические показатели проектируемой сети. Регулирование напряжения в электрической сети. Расчёт основных нормальных и утяжелённых режимов работы сети.
  
  курсовая работа [310,6 K], добавлен 23.06.2011
  

• Проект электрификации района

  Общая характеристика электрифицируемого района и потреблений электроэнергии. Выбор количества и мощности силовых трансформаторов на приемных подстанциях. Анализ и обоснование схем электрической сети. Электрический расчет основных режимов работы сети.
  
  курсовая работа [369,6 K], добавлен 13.07.2012
  

• 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

  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
  

• 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
  

• Выбор схемы и определение параметров электрической сети района энергосистемы

  Теоретические аспекты применения новых технологий, обеспечивающих развитие и функционирование единой национальной электрической сети. Проектирование электросети для района: выбор активной и реактивной мощности, компенсирующих устройств и оборудования.
  
  дипломная работа [5,3 M], добавлен 22.02.2012
  

• Разработка проекта электрической сети района

  Выбор оптимального варианта конфигурации электрической сети и разработка проекта электроснабжения населённых пунктов от крупного источника электроэнергии. Расчет напряжения сети, подбор трансформаторов, проводов и кабелей. Экономическое обоснование сети.
  
  курсовая работа [2,2 M], добавлен 20.10.2014
  

• Развитие районной электрической сети

  Характеристика электрифицируемого района, потребителей и источника питания. Потребление активной и баланс реактивной мощности в проектируемой сети. Конфигурация, номинальное напряжение, схема электрических соединений, параметры электрооборудования сети.
  
  курсовая работа [981,2 K], добавлен 05.04.2010
  

• Расчет участка электрической сети района энергосистемы

  Выбор напряжения сети, типа и мощности силовых трансформаторов на подстанции, сечения проводов воздушной линии электропередачи. Схема замещения участка электрической сети и ее параметры. Расчеты установившихся режимов и потерь электроэнергии в линии.
  
  курсовая работа [688,8 K], добавлен 14.07.2013
  

• Методика расчёта объёма потреблённой электроэнергии по показаниям приборов учёта и составление балансов электрической энергии

  Составление схемы замещения электрической сети и расчет её параметров. Определение технических потерь и их структуры в элементах сети по методу средних нагрузок. Вычисление показателей развёрнутого баланса на основе показаний счётчиков электроэнергии.
  
  контрольная работа [221,2 K], добавлен 13.12.2013
  

• 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 электрической сети напряжением 35-110 кВ

  Изучение нагрузочной способности воздушных линий электропередач. Характеристика электрифицируемого района, потребителей и источника питания. Составление баланса реактивной мощности, выбор сечений проводов. Методы расчёта основных режимов работы сети.
  
  дипломная работа [676,4 K], добавлен 14.02.2010
  

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