Развитие электрической сети

Размещено на http://www.allbest.ru/

СОДЕРЖАНИЕ

1. Реферат

2. Задание на проектирование курсового проекта

3. Разработка схем развития сетей

4. Выбор трансформаторов на понижающих подстанциях

5. Выбор схем подстанций

6. Экономическое сопоставление вариантов развития сети

7. Расчет установившегося режима

8. Выбор средств регулирования напряжения и окончательное сопоставление вариантов развития сети

Список использованной литературы

РЕФЕРАТ

В данном курсовом проекте предоставлены разработки различных вариантов развития электрической сети в произвольно взятом районе и расчеты двух наиболее экономичных вариантов сети с выбором рациональных отпаек на понижающих подстанциях в узлах нагрузок.

2. Задание на проектирование курсового проекта

Содержанием проекта является выбор наилучшей в технико-экономическом смысле схемы развития районной электрической сети при соблюдении заданных требований к надежности схемы и к качеству электроэнергии, отпускаемой потребителям. Выполнение курсового проекта включает следующие расчеты.

1. Разработка вариантов развития сети (номинальные напряжения, трассы и число цепей ЛЭП).

2. Расчет потокораспределения в каждом из выбранных вариантов по длинам и нагрузкам узлов. Выбор числа параллельных цепей и сечений для каждого варианта схемы сети по экономическим интервалам с учетом возможных аварийных ситуаций. Определение потерь мощности в каждом из вариантов. Сравнение вариантов по приведенным затратам и выбор двух наилучших вариантов.

3. Выбор числа и мощности трансформаторов с учетом категорий надежности потребителей данного района.

4. Электрические расчеты принятых вариантов развития распределительных сетей в максимальном и аварийном режимах при условии, что напряжение на шинах 35-110 кВ близки номинальным напряжениям соответствующих обмоток трансформаторов. Проверка необходимости местного регулирования напряжения. Определение мощности батарей статистических конденсаторов для цепей местного регулирования напряжения. Окончательное сравнение двух вариантов в одном из районов и выбор наилучшего в экономическом смысле с учетом заданных технических требований.

При разработке проекта развития энергорайона следует проанализировать потребителей электроэнергии и сформулировать основные требования в отношении надежности электроснабжения и качества электроэнергии. Эти требования определяют пути построения схем сети, необходимое число линий электропередачи и трансформаторов на подстанциях. В этом же разделе освещаются климатические условия района, которые определяют типы и конструкции опор, длины пролета линий и стоимости сооружения одного километра ЛЭП.

В соответствии с изложенным, в задании на проектирование указаны: категории потребителей по надежности, район развития сети и ограничения по пути построения схем сетей.

Вариант №60

2.1. Энерго-экономическая характеристика района и потребителей электрической энергии.

Мощности нагрузок

Р₂ = 30 МВТ

Р₄ = 15 МВТ

Р₈ = 40 МВТ

Р₁₀ = 15 МВТ

Р₁₁ =15 МВТ

Дополнительные данные.

- cos ц = 0,9 - для всех нагрузок.

- потребители узла с наименьшей нагрузкой 3 категории надёжности, состав потребителей по надёжности одинаков (1 категории - 30%, 2 категории - 30%, 3 категории - 40%).

- номинальное напряжение потребителей 10 кВ.

- Т_max нагрузок 4500 часов

- район проектирования - Урал.

- масштаб: 1см - 15км

- потребители узла 10 - 3 категории надёжности

3. Разработка схем развития сетей

В соответствии с ПУЭ нагрузки 1 категории должны обеспечиваться электроэнергией от двух независимых источников питания (допускается от двух секций шин районных подстанций).

В большинстве случаев двухцепная ЛЭП не удовлетворяет требованиям надёжности электроснабжения потребителей 1 и 2 категорий, так как при повреждении опор возможен перерыв питания. Для таких потребителей следует предусматривать не менее двух одноцепных линий. Для электроприёмников 3 категории допустимо питание по одной линии при технико-экономическом обосновании такого варианта, то есть при учёте ущерба от недоотпуска электроэнергии при перерыве питания.

В проекте решается вопрос о необходимом количестве ЛЭП для каждого потребителя. При этом замкнутая схема приравнивается по надёжности к системе электроснабжения по двум одноцепным линиям. Выбранная схема сети (радиальная, магистральная, замкнутая, смешанная) в значительной степени влияет на схемы подстанций. Поэтому при выборе наиболее целесообразного варианта электроснабжения необходимо учитывать стоимость оборудования распределительных устройств подстанций того же класса напряжения, на котором проектируется электрическая сеть. Для каждого варианта схемы сети нужно наметить и схемы электрических соединений подключённых подстанций. Для каждого потребителя 1 и 2 категорий на его подстанции устанавливаются по два понижающих трансформатора с распределительным устройством на высокой стороне с выключателями в цепях линий.

При разработке вариантов электроснабжения потребителей учтены следующие обстоятельства: потребитель узла 10 имеет 3 категорию надёжности, поэтому на участке 10-8 или 10-11 может рассматриваться сооружение одной или двух цепей. При строительстве одной цепи следует учесть ущерб от недоотпуска электроэнергии при перерыве питания.

Все разомкнутые варианты, в связи с заданной категорийностью потребителей по надёжности, требуют сооружения на всех участках двух параллельных линий, рассмотрения кольцевых цепей позволяет наметить сооружения одной цепи на большинстве трасс. Таким образом, к дальнейшему рассмотрению предложены все 4 варианта развития сети.

Исходная схема района развития сети.

В проектной практике для построения рациональной конфигурации сети применяют повариантный метод, при котором для заданного расположения потребителей намечаются несколько вариантов и из них на основе технико-экономического сравнения выбирается лучший.

Рассмотрим несколько вариантов.

Вариант 1.

Вариант 2.

Вариант 3.

Вариант 4.

3.1 Выбор номинального напряжения сети

Одновременно со схемой развития сети выбирается и номинальное напряжение. Напряжение зависит от нескольких факторов:

- мощность потребителей;

- удаление их от источников питания;

- района сооружения сети и класса номинального напряжения существующей сети.

Выбор напряжения определяется экономическими факторами, при увеличении номинального напряжения возрастают капиталовложения в сооружении сети, но за счёт снижения потерь электроэнергии уменьшаются эксплуатационные издержки. Учитывая существующую ЛЭП 110 кВ, мощности потребителей и длины линий, для всех рассматриваемых вариантов выбран класс номинального напряжения 110 кВ по кривым.

3.2 Расчёт токораспределения сети

Нагрузочные токи узлов определяются по соотношению:

Найдём токи на участках по первому закону Кирхгофа.

Вариант 1.

I_8-10 = I₁₀ = 0,088 кA

I_8-11 = I₁₁ = 0,088 кA

Узел 2 является балансирующим, ток на головном участке 2-4, I_г = I_2-4.

При расчёте I_г первоначально зададим сооружение на всех участках по одной ЛЭП, тогда: сеть трансформатор напряжение экономический

I_У8 = I_8-10+I₈ +I_8-11 = 0,088 + 0,233+ 0,088 = 0,409 кA

I_4-8= I_2-4 - I4 = 0,243 -0,088 = 0,155 кA

I_2-8 = I_У8 - I_4-8 = 0,409 - 0,155 = 0,254 кA

I_1-2 = I_2-8+I_2-4+I₂ = 0,254 + 0,243 + 0,175 = 0,672 кA

Вариант 2.

Узел 8 является балансирующим, ток на головном участке 8-10, I_г = I_8-10.

При расчёте I_г первоначально зададим сооружение на всех участках по одной ЛЭП, тогда:

I_10-11 = I_8-10 - I₁₀ = 0,104 -0,088 = 0,016 кA

I_8-11 = I11 - I_{10 -11} = 0,088 - 0,016 = 0,072 кA

Узел 2 является балансирующим, ток на головном участке 2-4, I_г = I_2-4.

При расчёте I_г первоначально зададим сооружение на всех участках по одной ЛЭП, тогда:

I_У8 = I_8-10+I₈ +I_8-11 = 0,104 + 0,233+ 0,072 = 0,409 кA

I_4-8 = I_2-4 - I₄ = 0,243 -0,088 = 0,155 кA

I_2-8 = I_У8 - I_4-8= 0,409 - 0,155 = 0,254 кA

I_1-2 = I_2-8+I_2-4+I₂ = 0,254 + 0,243 + 0,175 = 0,672 кA

Вариант 3.

Узел 8 является балансирующим, ток на головном участке 8-10, I_г = I_8-10.

При расчёте I_г первоначально зададим сооружение на всех участках по одной ЛЭП, тогда:

I_10-11 = I_8-10 - I₁₀ = 0,104 - 0,088 = 0,016 кA

I_8-11 = I_10-11 - I₁₁ = 0,016 - 0,088 = - 0,072 кA

Узел 1 является балансирующим, ток на головном участке 1-8, I_г = I_1-8.

При расчёте I_г первоначально зададим сооружение на всех участках по одной ЛЭП, тогда:

I_8-4 = I₄ = 0,088 кA

I_?8 = I₈ + I_8-10 + I_8-11 + I_8-4 = 0,233 + 0,104 + 0,072 + 0,088= 0,497 кA

I_2-8 = I_1-8 - I_?8 = 0,255 - 0,497 = - 0,242 кA

I_1-2 = I_2-8 + I₂ = 0,242 + 0,175 = 0,417 кA

Вариант 4.

Узел 1 является балансирующим, ток на головном участке 1-8, I_г = I_1-8.

При расчёте I_г первоначально зададим сооружение на всех участках по одной ЛЭП, тогда:

I_8-11 = I₁₁ = 0,088 кА

I_8-10 = I₁₀ = 0,088 кA

I_8-4 = I₄ = 0,088 кA

I_?8 = I₈ + I_8-10 + I_8-11 +I_8-4= 0,233 + 0,088 + 0,088+0,088 = 0,497 кA

I_2-8 = I_1-8 - I_?8 = 0,255 - 0,497 = - 0,242 кA

I_1-2 = I_2-8 + I₂ = 0,242 + 0,175 = 0,417 кA

3.3 Выбор сечений линий электропередач

Учитывая, что проектирование ведётся на Урале, район по гололёду второй (2), выберем стальные опоры для линий 110кВ.

Вариант 1.

Участок 8-10.

При токе I_8-10 = 88 A, с учётом необходимости двух параллельных цепей на участке 8-10, ток на одну цепь I_ц = I_8-10 / 2 = 88 / 2 = 44 A. Ближайший критический ток I_кр =85 А соответствует сечению 70 мм², таким образом, на участке 8-10 выбираем две одноцепные линии АС-70.

Проверка сечения из условий аварийного режима производится при обрыве одной из цепей, I_ab8-10 = 88 A, допустимый ток по нагреву для сечения 70 мм² составляет 265 А. Таким образом, I_ab8-10 < I_доп и проверка даёт удовлетворительный результат. I_ab8-10=88 А < I_доп=265А.

Учитывая, что в узле 10 потребитель 3 категории по надёжности, возможно сооружение на участке 10-8 одной линии; I_10-8 =88 A - выбирается сечение АС-70. Допустимый ток сечения 265А.

Участок 8-11.

При токе I_8-11 = 88 A, с учётом необходимости двух параллельных цепей на участке 8-11, ток на одну цепь I_ц = I_8-11 / 2 = 88 / 2 =4 4 A. Ближайший критический ток I_кр =85 А соответствует сечению 70 мм², таким образом, на участке 8-11 выбираем две одноцепные линии АС-70.

Проверка сечения из условий аварийного режима производится при обрыве одной из цепей, I_ab8-11 = 88 A, допустимый ток по нагреву для сечения 70 мм² составляет 265 А. Таким образом, I_ab8-11 < I_доп и проверка даёт удовлетворительный результат. I_ab8-11 =88 А < I_доп=265А.

Кольцо 2-4-8-2.

Выбор сечений производится аналогично выбору в разомкнутой сети: участок 2-4, ток I_2-4 = 243 А, сечение АС-240; участок 4-8, ток I_5-6= 155 А, сечение АС-70; участок 8-2, ток I_8-2= 254 А, сечение АС-240,

Проверка из условий аварийных режимов выполняется отдельно для каждой линии.

Максимальный ток по участку 2-4 возникает при обрыве линии 8-2.

I_max2-4 = I₄ + I₈ =88+233 =321 A < I_доп = 610 А.

Cечение выбрано верно.

Максимальный ток по участку 2-8 возникает при обрыве линии 2-4.

I_max2-8= I₄ + I₈ =88+233 = 321 A < I_доп = 610 А.

Cечение выбрано верно.

Максимальный ток по участку 4-8 возникает при обрыве линии 2-4.

I_max4-8= I₄ =88 A < I_доп =265 А.

Cечение выбрано верно.

Участок 1-2.

Существующая линия 1-2 сечением 2АС-240 проверяется по допустимому току из условий максимального длительного режима (обрыв одной из параллельных цепей). Допустимый ток для сечения 610А. Максимальный ток по сечению возникает при обрыве одной цепи I_ab1-2 = 672A, то есть I_ab1-2 > I_доп, результаты проверки неудовлетворительны.

Результаты расчётов сведём в таблицу.

Таблица 1. Выбор сечения линии (вариант 1)

Линия	Вид	Ток участка, А	Сечение	Число цепей	Вид аварии	Iab, А	Iдоп, А
8-10	проект	88	АС-70	1	Обрыв 1 цепи	88	265
8-11	проект	88	АС-70	2	Обрыв 1 цепи	88	265
2-4	проект	243	АС-240	1	Обрыв 8-2	321	610
4-8	проект	155	АС-70	1	Обрыв 2-4	88	265
8-2	проект	254	АС-240	1	Обрыв 2-4	321	610
1-2	существ	672	АС-240	2	Обрыв 1 цепи	672	610

Как видно из анализа выбора сечений, что варианты 1-2 развития сетей не удовлетворяют нашим требованиям, дальше их рассматривать не будем.

Вариант 3.

Кольцо 8-10-11-8.

Выбор сечений производится аналогично выбору в разомкнутой сети: участок 8-10, ток I_8-10 = 104 А, сечение АС-120; участок 10-11,

ток I_10-11=16 А, сечение АС-70, участок 8-11, ток I_8-11 = 72 А, сечение АС-70. Проверка из условий аварийных режимов выполняется отдельно для каждой линии.

Максимальный ток по участку 8-10 возникает при обрыве линии 8-11.

I_max8-10 = I₁₀ + I₁₁ =88 + 88 = 176 A < I_доп = 380 А.

Cечение выбрано верно.

Максимальный ток по участку 8-11 возникает при обрыве линии 8-10.

I_max8-11 = I₁₀ + I₁₁ =88 + 88 = 176 A < I_доп = 265 А.

Cечение выбрано верно.

Кольцо 1-2-8-1.

Выбор сечений производится аналогично выбору в разомкнутой сети: участок 1- 8, ток I_1-8 = 255 А, сечение АС-240; участок 2-8, ток I_2-8= 242 А, сечение АС-240.

Проверка из условий аварийных режимов выполняется отдельно для каждой линии.

Максимальный ток по участку 1-8 возникает при обрыве линии 2-8.

I_max1-8= I₄ + I₈ + I₁₀+ I₁₁ = 88 + 233 + 88 + 88 = 497 A < I_доп = 610 А.

Cечение выбрано верно.

Максимальный ток по участку 2-8 возникает при обрыве линии 1-8.

I_max2-8= I₄ + I₈ + I₁₀+ I₁₁ =88 + 233 + 88 + 88 = 497 A < I_доп = 610 А.

Cечение выбрано верно.

Существующая линия 1-2 сечением 2АС-240 проверяется по допустимому току из условий максимального длительного режима при обрыве линии 1-8.

I_max1-2 = I₂+ I₄ + I₈ + I₁₀ + I₁₁ =175 + 88 + 233 + 88 + 88 = 672 А ,

На одну цепь I_max1-2 =336 А, то есть I_max1-2 =336 А < I_доп=610 А,

результаты проверки удовлетворительны.

Результаты расчётов сведём в таблицу.

Таблица 2. Выбор сечения линии (вариант 3)

Линия	Вид	Ток участка, А	Сечение	Число цепей	Вид аварии	Iab, А	Iдоп, А
1-8	проект	255	АС-240	1	Обрыв 2-8	497	610
2-8	проект	242	АС-240	1	Обрыв 1-8	497	610
4-8	проект	88	АС-70	1	Обрыв 1 цепи	88	265
8-10	проект	104	АС-120	1	Обрыв 8-11	176	380
8-11	проект	72	АС-70	1	Обрыв 8-10	176	265
10-11	проект	16	АС-70	1	Обрыв 8-11	88	265
1-2	существ	На обе линии 497	АС-240	2	Обрыв 1-6	На одну цепь 336	На одну цепь 610

Вариант 4.

Участок 8-11.

При токе I_8-11 = 88 A, с учётом необходимости двух параллельных цепей на участке 8-11, ток на одну цепь I_ц = I_8-11/ 2 = 88 / 2 = 44 A. Ближайший критический ток I_кр =85 А соответствует сечению 70 мм², таким образом, на участке 8-11 выбираем две одноцепные линии АС-70.

Проверка сечения из условий аварийного режима производится при обрыве одной из цепей, I_ab8-11 = 88 A, допустимый ток по нагреву для сечения 70 мм² составляет 265 А . Таким образом, I_ab8-11 < I_доп и проверка даёт удовлетворительный результат. I_ab8-11= 88 А < I_доп=265А.

Участок 8-10.

При токе I_8-10 = 88 A, с учётом необходимости двух параллельных цепей на участке 8-10, ток на одну цепь I_ц = I_8-10 / 2 = 88 / 2 = 44 A. Ближайший критический ток I_кр =85 А соответствует сечению 70 мм², таким образом, на участке 8-10 выбираем две одноцепные линии АС-70.

Проверка сечения из условий аварийного режима производится при обрыве одной из цепей, I_ab8-10 = 88 A, допустимый ток по нагреву для сечения 70 мм² составляет 265 А. Таким образом, I_ab8-10 < I_доп и проверка даёт удовлетворительный результат. I_ab8-10= 88 А < I_доп=265А.

Учитывая, что в узле 10 потребитель 3 категории по надёжности, возможно сооружение на участке 10-8 одной линии; I_10-6 = 88 A - выбирается сечение АС-70. Допустимый ток сечения 265А.

Кольцо 1-2-8-1.

Выбор сечений производится аналогично выбору в разомкнутой сети: участок 1- 8, ток I_1-8 = 255 А, сечение АС-240; участок 2-8, ток I_2-8= 242 А, сечение АС-240.

Проверка из условий аварийных режимов выполняется отдельно для каждой линии.

Максимальный ток по участку 1-8 возникает при обрыве линии 2-8.

I_max1-8= I₄ + I₈ + I₁₀+ I₁₁ = 88 + 233 + 88 + 88 = 497 A < I_доп = 610 А.

Cечение выбрано верно.

Максимальный ток по участку 2-8 возникает при обрыве линии 1-8.

I_max2-8= I₄ + I₈ + I₁₀+ I₁₁ =88 + 233 + 88 + 88 = 497 A < I_доп = 610 А.

Cечение выбрано верно.

Существующая линия 1-2 сечением 2АС-240 проверяется по допустимому току из условий максимального длительного режима при обрыве линии 1-8.

I_max1-2 = I₂+ I₄ + I₈ + I₁₀ + I₁₁ =175 + 88 + 233 + 88 + 88 = 672 А ,

На одну цепь I_max1-2 =336 А, то есть I_max1-2 =336 А < I_доп=610 А,

результаты проверки удовлетворительны.

Результаты расчётов сведём в таблицу.

Таблица 3. Выбор сечения линии (вариант 4).

Линия	Вид	Ток участка, А	Сечение	Число цепей	Вид аварии	Iab, А	Iдоп, А
1-8	проект	255	АС-240	1	Обрыв 2-8	497	610
2-8	проект	242	АС-240	1	Обрыв 1-8	497	610
4-8	проект	88	АС-70	1	Обрыв 1 цепи	88	265
8-10	проект	88	АС-70	2	Обрыв 1 цепи	88	265
8-11	проект	88	АС-70	1	Обрыв 1 цепи	88	265
1-2	существ	На обе линии 497	АС-240	2	Обрыв 1-6	На одну цепь 336	На одну цепь 610

4. Выбор трансформаторов на понижающих подстанциях

Выбор количества трансформаторов зависит от требований к надёжности электроснабжения потребителей и является технико-экономической задачей.

В практике проектирования на подстанциях всех категорий предусматривается, как правило, установка двух трансформаторов. Установка одного трансформатора рекомендуется только в случае питания потребителей 3 категории при наличии в сетевом районе передвижной резервной подстанции, обеспечивающей замену трансформатора в течение суток.

Мощность трансформатора в нормальных условиях должна обеспечить питание электрической энергией всех потребителей, подключённых к данной подстанции. Кроме того, нужно учитывать необходимость обеспечения энергией потребителей 1 и 2 категорий в случае аварии с одним из трансформаторов и его отключения. Поэтому, если подстанция питает потребителей таких категорий, на ней должны быть установлены трансформаторы такой мощности, при которой обеспечивалось бы питание одним трансформатором потребителей 1 и 2 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 3 категории. По указанному режиму работы трансформаторов его мощность может быть определена ориентировочно по выражению

где S_нб - наибольшая нагрузка подстанции, k_ab =1,4 - коэффициент допустимой перегрузки, n - число трансформаторов на подстанции.

В узлах 2,4,8,11, на подстанциях нужно установить по 2 трансформатора изходя из требований к надёжности электроснабжения потребителей. В узле 10, где потребитель 3 категории надёжности, можно установить 1 или 2 трансформатора.

Типы, мощности и число понижающих трансформаторов на подстанциях во всех вариантах одинаковы, так как не зависят от схемы сети 110кВ.

Выбор трансформаторов показан в таблице 4.

Таблица 4. Выбор понижающих трансформаторов.

№ узла	Мощность нагрузки	S/1,4, МВ·А	Тип и число трансформаторов
	P, МВт	S, МВ·А
2	30	33,3	23,78	2 ТРДН-25000/110
4	15	16,7	11,93	2 ТДН-16000/110
8	40	44,4	31,71	2 ТРДН-40000/110
10а	15	16,7	11,93	2 ТДН-16000/110
10б	105	16,7	11,93	1 ТДН-16000/110
11	15	16,7	11,93	2 ТДН-16000/110

5. Выбор схем подстанций

Выбор схем электрических соединений распределительных устройств подстанций выполняется только на стороне высшего напряжения, так как схемы на стороне низшего напряжения подстанций не зависят от варианта развития электрической сети.

Наиболее дорогостоящим оборудованием распределительных устройств являются высоковольтные выключатели, и поэтому выбор схем распределительных устройств выполняется только с целью определения числа их ячеек.

Число ячеек выключателей принимается равным числу присоединений ( число линий и трансформаторов) + 2.

На проходных ПС выбирается схема РУ-110 кВ:

- одна секционированная или две не секционированные системы шин с обходной.

На тупиковых ПС выбирается схема РУ-110 кВ:

- мостик с неавтоматической перемычкой.

На тупиковых ПС (схема блочная) количество ЛЭП равно количеству трансформаторов.

Вариант 3.

Таблица 5.1. Определение числа ячеек выключателей 110 кВ.

Номер узла	Число присоединений	Схема распределительного устройства 110кВ	Число ячеек выключателей 110 кВ
	линий	трансформаторов
1	3	2	Одна секционированная система шин с обходной .	7
2	3	2	Одна секционированная система шин с обходной.	7
4	2	2	Мостик с не автоматической перемычкой	2
8	4	2	Одна секционированная система шин с обходной.	8
10	2	2	Мостик с не автоматической перемычкой	2
11	2	2	Одна секционированная система шин с обходной.	6
Итого:	Вариант	3	32

Вариант 4.

Таблица 5.2. Определение числа ячеек выключателей 110 кВ.

Номер узла	Число присоединений	Схема распределительного устройства 110кВ	Число ячеек выключателей 110кВ
	линий	трансформаторов
1	3	2	Одна секционированная система шин с обходной.	7
2	3	2	Одна секционированная система шин с обходной.	7
4	2	2	Мостик с не автома-тической перемычкой	2
8а	6	2	Две не секционирован-ные системы шин с обходной.	10
8б	5	2	Две не секционирован-ные системы шин с обходной.	9
10а	2	2	Мостик с не автома-тической перемычкой	2
10б	1	1	блочная	1
11	2	2	Мостик с не автома-тической перемычкой	2
Итого:	Вариант	10а	30
	Вариант	10б	28

6. Экономическое сопоставление вариантов развития сети

Сопоставим вариант 4 при анализе под вариантов «а» и «б».Под вариант «а» предполагает присоединение узла 10 к узлу 6 двумя линиями 2АС-70 и установкой на подстанции двух трансформаторов ТДН-16000/110.

Под вариант «б» предполагает присоединение узла 10 к узлу 8 одной линией АС-120 и установкой на подстанции одного трансформатора ТДН-16000/110.

Под вариант а) - для линии 8-10.

Капитальные вложения в линии К_л = СLn, где С - стоимость 1 км линии L - длинна линии, n - число параллельных линий.

Для АС-70 при номинальном напряжении линии 110 кВ на железобетонных одноцепных опорах для 2 района по гололёду (в ценах 1985г).

С = 12,0 тыс.руб./км, L = 20 км, n = 2,

тогда К_л =12,020260=28800 тыс.руб.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Капиталовложения в подстанцию включают стоимость трансформаторов и распредустройств (РУ) высшего напряжения. Стоимость (РУ) низшего напряжения незначительна вследствие невысокой стоимости выключателей 10 кВ. Расчётная стоимость трансформатора ТДН-16000/110 составляет 63 60=3780 тыс.руб.

Стоимость ячейки выключателя 110 кВ составляет 3560=2100 тыс.руб.

Тогда: К_п = С_трn+ С_ру n ; К_п= 37802+21002 = 11760 тыс.руб.

К_У = К_л+ К_п = 28800+11760 =40560 тыс.руб.

Ежегодные издержки на амортизацию и обслуживание для линий составляет 2,8 %, для подстанций 110 кВ - 9,4 % _л = 0,028, _п = 0,094.

Для определения издержек на покрытие потерь электроэнергии необходимо найти параметры схемы замещения сети: R=R_л + R_п ,

Где: R_л = R₀l/n_л; R_п = R_т /n_т ; R_0(AC-70) = 0,428 Ом/км;

R_л = 0,42820/2 = 4,28 Ом ; R_{Т(ТДН-160000/110)} = 7,95 Ом;

R_п = 4,38/2 = 2,19 Ом ; R_У = 4,28 + 2,19 = 6,47 Ом ;

_?P_XXn = P_XXn = 0,019 2 = 0,038 MBТ ;

Потери мощности в максимальном режиме.

_?P'_max =3I²_8-10 R; _?P'_max =30,088²6,47 = 0,15 MBТ ;

число часов максимальных потерь.

Удельная стоимость потерь электроэнергии в₀ составляет 1,5 коп./кВ•ч

в₀ = 1,5 • 10 ^-2 тыс.руб / МВТ•ч

издержки

N_?Э=в₀•(ф•_?P'_max+8760•_?P_XXn)=1,5•10^-2•(2886•0,15+8760•0,038)=14,34 тыс.руб.

Таким образом приведённые затраты в под варианте «а» для линии 8-10 составляют:

З_а = E_н •K_У +б_л •K_л +б_п•K_п + N_?Э ;

где Е_Н = 0,12 - нормативный коэффициент эффективности в энергетике.

З_а = 0,12 •40560 +0,028 •28800 +0,094•11760 + 14,34 = 81134,34 тыс.руб.

Под вариант б) - для линии 8-10.

Капитальные вложения в линии К_л = СLn, ГДЕ С - стоимость 1 км линии L - длинна линии, n - число параллельных линий.

Для АС-120 при номинальном напряжении линии 110 кВ на железобетонных одноцепных опорах для 2 района по гололёду (в ценах 1985г).

С = 11,4 тыс.руб./км, L = 20 км, n = 1,

тогда К_л =11,42056 = 12768 тыс.руб.

Капиталовложения в подстанцию включают стоимость трансформаторов и распредустройств (РУ) высшего напряжения. Стоимость (РУ) низшего напряжения незначительна вследствие невысокой стоимости выключателей 10 кВ. Расчётная стоимость трансформатора ТДН-16000/110 составляет 6356= 3528 тыс.руб.

Стоимость ячейки выключателя 110 кВ составляет 3556= 1960 тыс.руб.

Тогда:

К_п = С_трn+ С_ру n ; К_п= 35281+19601 = 5488 тыс.руб.

К_У = К_л+ К_п = 12768+5488 = 18256 тыс.руб.

Ежегодные издержки на амортизацию и обслуживание для линий составляет 2,8 %, для подстанций 110 кВ - 9,4 % _л = 0,028, _п = 0,094.

Для определения издержек на покрытие потерь электроэнергии необходимо найти параметры схемы замещения сети: R=R_л + R_п ,

Где R_л = R₀l/n_л; R_п = R_т /n_т ; R_0(AC-120) = 0,249 Ом/км ;

R_л = 0,24920/1 = 4,98 Ом ; R_{Т(ТДН-16000/110)} = 4,38 Ом ;

R_п = 4,38/1 = 4,38 Ом ; R_У = 4,98 + 4,38 = 9,36 Ом ;

_?P_XXn = P_XXn = 0,019 1 = 0,019 MBТ ;

Потери мощности в максимальном режиме.

_?P'_max =3I²_10-7 R; _?P'_max =30,088²9,36 = 0,217 MBТ ;

число часов максимальных потерь.

Удельная стоимость потерь электроэнергии в₀ составляет 1,5 коп./кВ•ч.

в₀ = 1,5 • 10 ^-2 тыс.руб / МВТ•ч

издержки

N_?Э = в₀ •(ф •_?P'_max + 8760 •_?P_XXn) = 1,5 • 10^-2 •(2886 • 0,217 +

+ 8760 • 0,019) = 11,89 тыс.руб.

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

При его расчёте следует учесть два последовательно включённых элемента: линию и трансформатор (m = 2), при полном отключении е = 1, удельный ущерб а = 6 тыс.руб./кВТ = 6 • 10³ тыс.руб./МВТ, Р_max = 15 МВТ.

Параметры потока отказов:

линии щ_л = 1,1 отказ/год на 100 км,

трансформатора щ_т = 0,02 отказ/год.

Среднее время восстановления для линии Т_вл = 1,0 • 10^-3 лет/отказ, трансформатора Т_вт = 20 • 10^-3 лет/отказ при наличии в системе резервного трансформатора и Т_вт = 60 • 10^-3 лет/отказ при его его отсутствии,

У = 6 • 10³ • 20 • 1 • (1,1 • 20/100 • 1 • 10^-3 + 0,02 • 20 • 10^-3 ) = 74,4 тыс.руб.

таким образом приведённые затраты в под варианте «б» для линии 8-10 составляют:

З_б = E_н •K_У +б_л •K_л +б_п•K_п + N_?Э + У ;

где Е_Н = 0,12 - нормативный коэффициент эффективности в энергетике.

З_б = 0,12 • 18256 +0,028 • 12768 +0,094 • 5488 + 11,89 + 74,4 = 3150,386 тыс.руб.

З_а-З_б = 81134,34-3150,386 = 77983,954

Питание потребителей узла 10 целесообразнее осуществить по одной линии АС-120 с установкой одного трансформатора типа ТДН-16000/110, т.к. затраты для варианта „а” больше в 20 раз. Для надёжности электроснабжения потребителей в сетевом районе 10 имеется передвижная резервная ПС и имеется резервное питание по НН 10кВ.

6.1 Расчёт экономических показателей

Вариант 3.

Участок 1-2: 2АС-240, R_0(АС-240) = 0,12 Ом/км;

R_л = R₀l/n_л; R_л = 0,1227/2 = 1,62 Ом ;

_?P_max =3I²_1-2 R_л; _?P_max = 30,417²1,62 = 0,845 MBТ ;

Участок 2-8: АС-240, R_0(АС-240) = 0,12 Ом/км;

R_л = R₀l/n_л; R_л = 0,1266/1 = 7,92 Ом ;

_?P_max =3I²_2-5 R_л; _?P_max = 30,242²7,92 = 1,39 MBТ

Капитальные вложения в линии К_л = СLn, где С - стоимость 1 км линии L - длинна линии, n - число параллельных линий.

Для АС-240 при номинальном напряжении линии 110 кВ на стальных одноцепных опорах для 2 района по гололёду (в ценах 1985г).

С = 18,8 60= 1128 тыс.руб./км, L = 75 км, n = 1,

тогда К_л =1128751 = 84600 тыс.руб.

Участок 4-8: АС-70, R_0(АС-120) = 0,428 Ом/км;

R_л = R₀l/n_л; R_л = 0,42847/1 =20,116 Ом ;

_?P_max =3I²_5-6 R_л; _?P_max = 30,088²20,116 = 0,467 MBТ ;

Капитальные вложения в линии К_л = СLn, где С - стоимость 1 км линии L - длинна линии, n - число параллельных линий.

Для АС-70 по при номинальном напряжении линии 110 кВ на стальных одноцепных опорах для 2 района по гололёду (в ценах 1985г).

С = 16,5 60= 990 тыс.руб./км, L = 47 км, n = 1,

тогда К_л =990471 = 46530 тыс.руб.

Участок 1-8: АС-240, R_0(АС-240) = 0,12 Ом/км;

R_л = R₀l/n_л; R_л = 0,1275/1 = 9,0 Ом ;

_?P_max =3I²_1-6 R_л; _?P_max = 30,255²9 = 1,756 MBТ ;

Капитальные вложения в линии К_л = СLn, где С - стоимость 1 км линии L - длинна линии, n - число параллельных линий.

Для АС-240 при номинальном напряжении линии 110 кВ на стальных одноцепных опорах для 2 района по гололёду (в ценах 1985г).

С = 18,8 60= 1128 тыс.руб./км, L = 75 км, n = 1,

тогда К_л =1128751 = 84600 тыс.руб.

Участок 8-10: АС-120, R_0(АС-120) = 0,249 Ом/км;

R_л = R₀l/n_л; R_л = 0,24920/1 = 4,98 Ом ;

_?P_max =3I²_6-10 R_л; _?P_max = 30,104²4,98 = 0,162 MBТ ;

Капитальные вложения в линии К_л = СLn, где С - стоимость 1 км линии L - длинна линии, n - число параллельных линий.

Для АС-120 при номинальном напряжении линии 110 кВ на стальных одноцепных опорах для 2 района по гололёду (в ценах 1985г).

С = 16,960= 1014 тыс.руб./км, L = 20 км, n = 1,

тогда К_л =1014201 = 20280 тыс.руб.

Участок 8-11: АС-70, R_0(АС-120) = 0,428 Ом/км;

R_л = R₀l/n_л; R_л = 0,42835/1 = 14,98 Ом ;

_?P_max =3I²_6-7 R_л; _?P_max = 30,072²14,98 = 0,233 MBТ ;

Капитальные вложения в линии К_л = СLn, где С - стоимость 1 км линии L - длинна линии, n - число параллельных линий.

Для АС-70 при номинальном напряжении линии 110 кВ на стальных одноцепных опорах для 2 района по гололёду (в ценах 1985г).

С = 16,5 60= 990 тыс.руб./км, L = 35 км, n = 1,

тогда К_л =990351 = 34650 тыс.руб.

Участок 10-11: АС-70, R_0(АС-70) = 0,428 Ом/км;

R_л = R₀l/n_л; R_л = 0,42829/1 = 12,412 Ом ;

_?P_max =3I²_10-6 R_л; _?P_max = 30,016²12,412 = 0,01 MBТ ;

Капитальные вложения в линии К_л = СLn, где С - стоимость 1 км линии L - длинна линии, n - число параллельных линий.

Для АС-70 при номинальном напряжении линии 110 кВ на стальных одноцепных опорах для 2 района по гололёду (в ценах 1985г).

С = 16,560= 990 тыс.руб./км, L = 29 км, n = 1,

тогда К_л =990291 = 28710 тыс.руб

результаты расчёта сведём в таблицу.

Таблица 6. Экономические показатели (варианта 3).

Линия	Вид	Длина, (км)	Ток, (кА)	Сечение	Rл (Ом)	?Pmax, MB Т	Кл, (тыс.руб.)
1-2	существ	27	0,417	2АС-240	1,62	0,845	-
2-8	проект	66	0,242	АС-240	7,92	1,39	84600
4-8	проект	47	0,088	АС-70	20,116	0,467	46530
1-8	проект	75	0,255	АС-240	9	1,756	84600
8-10	проект	20	0,104	АС-120	4,98	0,162	20280
8-11	проект	35	0,072	АС-70	14,98	0,233	34650
10-11	проект	29	0,016	АС-70	12,412	0,01	28710
Всего:	4,863	299370

Издержки на компенсацию потерь энергии в 3 варианте составляют:

N_?Э = в₀ •ф •_?P'_max = 1,5 • 10^-2 •2886 • 4,863 = 210,52 тыс.руб.

Капиталовложения в линии вариант 3:

К_л = 299370 тыс.руб.

Капиталовложения в подстанции вариант 3:

К_п = 186·60= 11160 тыс.руб.

К_У = К_п + К_л = 11160 + 299370 = 310530 тыс.руб.

Теперь затраты по варианту 3 определяются как:

З₃ = E_н •K_У +б_л •K_л +б_п•K_п + N_?Э + У ;

где Е_Н = 0,12 - нормативный коэффициент эффективности в энергетике.

З₃ = 0,12 • 310530+0,028 • 299370+0,094 •11160 +210,52 =46905,52 тыс.руб.

Вариант 4 б.

Участок 1-2: 2АС-240, R_0(АС-240) = 0,12 Ом/км;

R_л = R₀l/n_л; R_л = 0,1227/2 = 1,62 Ом ;

_?P_max =3I²_1-2 R_л; _?P_max = 30,417²1,62 = 0,845 MBТ ;

Участок 2-8: АС-240, R_0(АС-240) = 0,12 Ом/км;

R_л = R₀l/n_л; R_л = 0,1266/1 = 7,92 Ом ;

_?P_max =3I²_2-5 R_л; _?P_max = 30,242²7,92 = 1,39 MBТ

Капитальные вложения в линии К_л = СLn, где С - стоимость 1 км линии L - длинна линии, n - число параллельных линий.

Для АС-240 при номинальном напряжении линии 110 кВ на стальных одноцепных опорах для 2 района по гололёду (в ценах 1985г).

С = 18,856= 1052,8 тыс.руб./км, L = 66 км, n = 1,

тогда К_л =1052,8661 = 69484,8 тыс.руб.

Участок 4-8: АС-70, R_0(АС-120) = 0,428 Ом/км;

R_л = R₀l/n_л; R_л = 0,42847/1 = 20,116 Ом ;

_?P_max =3I²_5-6 R_л; _?P_max = 30,088²20,116 = 0,467 MBТ ;

Капитальные вложения в линии К_л = СLn, где С - стоимость 1 км линии L - длинна линии, n - число параллельных линий.

Для АС-70 при номинальном напряжении линии 110 кВ на стальных одноцепных опорах для 2 района по гололёду (в ценах 1985г).

С = 16,556= 924 тыс.руб./км, L = 47 км, n = 1,

тогда К_л =924471 = 43428 тыс.руб.

Участок 1-8: АС-240, R_0(АС-240) = 0,12 Ом/км;

R_л = R₀l/n_л; R_л = 0,1275/1 = 9,0 Ом ;

_?P_max =3I²_1-6 R_л; _?P_max = 30,255²9 = 1,756 MBТ ;

Капитальные вложения в линии К_л = СLn, где С - стоимость 1 км линии L - длинна линии, n - число параллельных линий.

Для АС-240 при номинальном напряжении линии 110 кВ на стальных одноцепных опорах для 2 района по гололёду (в ценах 1985г).

С = 18,856= 1052,8 тыс.руб./км, L = 75 км, n = 1,

тогда К_л =1052,8751 = 78960 тыс.руб.

Участок 8-11: АС-70, R_0(АС-70) = 0,428 Ом/км;

R_л = R₀l/n_л; R_л = 0,42835/1 = 14,98 Ом ;

_?P_max =3I²_6-10 R_л; _?P_max = 30,088²14,98 = 0,348 MBТ ;

Капитальные вложения в линии К_л = СLn, где С - стоимость 1 км линии L - длинна линии, n - число параллельных линий.

Для АС-70 при номинальном напряжении линии 110 кВ на стальных одноцепных опорах для 2 района по гололёду (в ценах 1985г).

С = 16,5 56 = 924 тыс.руб./км, L = 35 км, n = 2,

тогда К_л =924351 = 32340 тыс.руб

Участок 8-10: 2АС-70, R_0(АС-70) = 0,428 Ом/км;

R_л = R₀l/n_л; R_л = 0,42820/2 = 4,28 Ом ;

_?P_max =3I²_6-10 R_л; _?P_max = 30,088²4,28 = 0,099 MBТ ;

Капитальные вложения в линии К_л = СLn, где С - стоимость 1 км линии L - длинна линии, n - число параллельных линий.

Для АС-70 при номинальном напряжении линии 110 кВ на стальных одноцепных опорах для 2 района по гололёду (в ценах 1985г).

С = 16,5 56 = 924 тыс.руб./км, L = 20 км, n = 2,

тогда К_л =924202 = 36960 тыс.руб

Результаты расчёта сведём в таблицу.

Таблица 7. Экономические показатели (варианта 4_б).

Линия	Вид	Длина, (км)	Ток, (кА)	Сечение	Rл (Ом)	?Pmax, MB Т	Кл, (тыс.руб.)
1-2	существ	27	0,417	2АС-240	1,62	0,845	-
2-8	проект	66	0,242	АС-240	7,92	1,39	69484,8
4-8	проект	47	0,088	АС-70	20,116	0,467	43428
1-8	проект	75	0,255	АС-240	9	1,756	78960
8-11	проект	35	0,088	АС-70	14,98	0,348	32340
8-10	проект	20	0,088	2АС-70	4,28	0,099	36960
Всего:	4,905	261172,8

Издержки на компенсацию потерь энергии в 4 варианте без учёта ветви 8-10 составляют:

N_?Э = в₀ •ф •_?P'_max = 1,5 • 10^-2 •2886 • 4,806 = 208,05 тыс.руб.

С учётом ветви 8-10 вариант 4:

N_?Э = 208,05 + 4,29 = 212,34 тыс.руб.

Капиталовложения в линии с учётом ветви 8-10 вариант 4:

К_л = 261172,8 + 36960 = 342318,8 тыс.руб.

Капиталовложения в подстанции с учётом ветви 6-10 вариант 4:

К_п = 192·56= 10752 тыс.руб.

К_У = К_п + К_л = 10752 + 298132,8 = 308884,8 тыс.руб.

Теперь затраты по варианту 4 определяются как:

З_4б = E_н •K_У +б_л •K_л +б_п•K_п + N_?Э + У ;

где Е_Н = 0,12 - нормативный коэффициент эффективности в энергетике.

З_4б = 0,12 • 308884,8 +0,028 • 298132,8 +0,094 • 10752 + 212,34 + 0 =

=46636,92 тыс.руб.

6.2. Экономическое сопоставление вариантов развития сети.

Таблица 8. Экономическое сопоставление.

№ вар.	Кл	Кп	КУ	И?Э	З	З, отн. ед.
	тыс.руб.
3	299370	11160	310530	210,52	46905,52	1,006
4б	298132,8	10752	308884,8	212,34	46636,92	1

Минимальные затраты в варианте 4б, примем их за условную единицу.

З₃ =46636,92 тыс.руб - 1 отн.ед.

З_4б = 46905,52 • 1/ 46636,92 = 1,0612 отн.ед.

Анализ результатов сопоставления вариантов развития сети показывает, что наиболее экономичным является вариант 4б распределительной сети, но мы так же рассмотрим и вариант 3, по критерию качества электроэнергии.

7. Расчёт установившихся режимов сети

Расчёт установившихся режимов выполняется с целью выявления уровней напряжения в узлах цепи, анализа их допусти...