• RU
  • icon На проверке: 19
Меню

Электропитающие системы и электрические сети

  • Добавлен: 25.01.2023
  • Размер: 446 KB
  • Закачек: 1
Узнать, как скачать этот материал

Описание

Электропитающие системы и электрические сети

Состав проекта

icon
icon
icon Чертеж однолинейная схема .cdw
icon Чертеж схема земещения .cdw
icon Чертеж выбор.cdw
icon Чертеж схема земещения компас 9.cdw
icon Чертеж выбор компас 9.cdw
icon Чертеж однолинейная схема компас 9.cdw
icon КП СЕТИ.doc

Дополнительная информация

Контент чертежей

icon Чертеж однолинейная схема .cdw

Чертеж однолинейная схема .cdw
мостик с выключателем
блок линия - трансформатор
Курсовой проект по дисциплине
Электропитающие системы и электрические сети"
однолинейная схема сети

icon Чертеж схема земещения .cdw

Чертеж схема земещения .cdw
Курсовой проект по дисциплине
Электропитающие системы и электрические сети
схема замещения сети в режиме

icon Чертеж выбор.cdw

Чертеж выбор.cdw
курсовой проект по дисциплине
Электропитающие системы и электрические сети
варианты конфигурации сети
Взаимное расположение потребителей и источников
Вариант 1 - радиально-магистральная сеть
Вариант 2 - радиально-магистральная сеть
Вариант 3 - радиально-магистральная сеть
Вариант 5 - комбинированная сеть
Вариант 6 - комбинированная сеть
Вариант 7 - комбинированная сеть
Вариант 4а - сложнозамкнутая сеть
Вариант 4 - однокольцевая сеть

icon Чертеж схема земещения компас 9.cdw

Чертеж схема земещения  компас 9.cdw
Курсовой проект по дисциплине
Электропитающие системы и электрические сети
схема замещения сети в режиме

icon Чертеж выбор компас 9.cdw

Чертеж выбор компас 9.cdw
курсовой проект по дисциплине
Электропитающие системы и электрические сети
варианты конфигурации сети
Взаимное расположение потребителей и источников
Вариант 1 - радиально-магистральная сеть
Вариант 2 - радиально-магистральная сеть
Вариант 3 - радиально-магистральная сеть
Вариант 5 - комбинированная сеть
Вариант 6 - комбинированная сеть
Вариант 7 - комбинированная сеть
Вариант 4а - сложнозамкнутая сеть
Вариант 4 - однокольцевая сеть

icon Чертеж однолинейная схема компас 9.cdw

Чертеж однолинейная схема  компас 9.cdw
мостик с выключателем
блок линия - трансформатор
Курсовой проект по дисциплине
Электропитающие системы и электрические сети"
однолинейная схема сети

icon КП СЕТИ.doc

Курсовой проект по дисциплине
«ЭЛЕКТРОПИТАЮЩИЕ СИСТЕМЫ И ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СЕТИ»
Задание на проектирование
Спроектировать сеть для электроснабжения группы потребителей.
Сведения о потребителях
Состав по категориям
Мощность приведена для режима наибольших нагрузок. Число часов использования максимума 6000. В режиме наименьших нагрузок потребление активной мощности снижается на 55 %. При этом tg φ возрастает на 003.
Мощность ТЭЦ - 40 МВт. Коэффициенты мощности ТЭЦ и энергосистемы – 091 и 095 соответственно.
На шинах РПП во всех режимах поддерживается напряжение 101 от номинального.
Расчёт баланса мощности и расстановка компенсирующих устройств.
Составление вариантов конфигурации сети с анализом каждого варианта.
Предварительный приближенный расчёт трёх отобранных вариантов.
Технико – экономическое сравнение вариантов и выбор из них лучшего.
Выбор трансформаторов на подстанциях потребителей.
Уточнённый расчёт электрических режимов выбранного варианта.
Проверка достаточности регулировочного диапазона трансформаторов.
Уточнение баланса мощности и определение себестоимости передачи электроэнергии.
Составление баланса мощности
Общее потребление активной мощности всеми потребителями в часы максимума или требуемая активная мощность находится суммированием нагрузок потребителей и соответствующих потерь:
где: - активная мощность
- прогнозируемые потери активной мощности в линиях и трансформаторах приходящиеся на i-тый потребитель.
принимаются в пределах 3 8 % от потребляемой активной мощности. Принято - 6 %.
Потери активной мощности первого потребителя: ;
Полная мощность i-того потребителя :
Реактивная мощность каждого потребителя и общее её потребление:
где - общие потери реактивной мощности во всей сети.
Реактивная мощность потребителей:
Потери реактивной мощности в трансформаторах принимаются равными 6 % от его полной мощности:
Таблица № 2 - Баланс мощности
По результатам занесённым в таблицу определяются требуемые мощности:
По заданному коэффициенту мощности энергосистемы определяется располагаемая реактивная мощность. Так как в сети имеется независимый источник ограниченной мощности - местная ТЭЦ то его реактивная мощность также учитывается: ;
Имеется дефицит реактивной мощности - необходима установка компенсирующих устройств. Необходимая мощность компенсирующих устройств для потребителей:
Так как среди источников имеется местная ТЭЦ то вместо в эту формулу подставляется:
Для компенсации используются батареи статических конденсаторов. Количество компенсирующих установок: ;
где Qед – мощность одной установки.
Принимаются к установке компенсирующие устройства типа ККУ-10 и ККУ-6 с единичной мощностью 045 Мвар.
С учётом компенсации реактивная мощность потребителей составит:
Проверка расчёта баланса:
Баланс практически сошёлся - расчёты верны.
Выбор оптимального варианта схемы сети
Рисунок 3.1 – Расположение источников и потребителей
Суммарная протяженность ВЛ от РПП1 до потребителей = 361 км от РПП2 – 354 км. К расчётам принимается РПП2.
Электрическая сеть должна обеспечить надёжность электроснабжения. Потребители 1-й и 2-й категории обеспечиваются электроэнергией не менее чем от двух независимых источников питания.
Если в одном пункте имеются потребители разных категорий то при выборе схемы сети исходят из высшей категории потребителей данного пункта.
Все варианты схем делятся на три группы: радиально-магистральные схемы кольцевые схемы и смешанные.
Вариант 1 (рис.3.2) - магистрально - радиальная сеть. Все ЛЭП прокладываются напрямую от РПП.
N Σ1 = 7 шт; L1 = 408 + 74 = 436 км.
Рисунок 3.2 – Радиально- магистральная сеть Вариант 1
Принято что стоимость сооружения одного километра двухцепной линии в полтора раза выше чем одноцепной. Необходимое количество выключателей складывается из выключателей на подстанции энергосистемы (7 шт.) – по одному выключателю на каждый отходящий фидер.
Во втором варианте (рис.3.3) радиально – магистральной схемы сокращается протяженность ВЛ но увеличивается количество выключателей так как ПС1 и ПС5 в новой схеме - узловые.
N Σ2 = 14 шт; L2 = 423 км.
Рисунок 3.3 Радиально – магистральная сеть Вариант 2
Вариант 3 (рис. 3.4) усовершенствование радиально – магистральных вариантов 1 и 2. Максимально уменьшается протяженность и наименьшее количество выключателей.
км; N Σ3 = 4 шт; L3 = 318 км.
Рисунок 3.4 Радиально-магистральная сеть. Вариант 3
Вариант 4 (рис.3.5) - однокольцевая схема: в кольцо объединяются все РП и ТЭЦ. ВЛ в одноцепном исполнении.
км; N Σ4= 9 шт; L4= 328 км.
Рисунок 3.5 Однокольцевая сеть. Вариант 4
Вариант 5 (рис.3.6). Комбинированная сеть – часть потребителей объединяется в кольцо остальные соединены радиально-магистральным способом. км; N Σ5= 12 шт; L5= 3605 км.
Рисунок 3.6 Комбинированная сеть Вариант 5
Вариант 6 (рис.3.7) комбинированная схема – уменьшается протяжённость линий и число выключателей:
км; N Σ6= 10 шт; L6 = 3415 км.
Рисунок 3.7 Комбинированная сеть Вариант 6
Вариант 7 (рис.3.8) комбинированная схема – дальнейшее усовершенствование предыдущих вариантов.
км; N Σ7= 11 шт; L7 = 3195 км.
Рисунок 3.8 Комбинированная сеть Вариант 7
Таблица № 3 – Выбор оптимального варианта сети
- радиально-магистральная
– радиально - магистральная
- радиально - магистральная
Из всех вариантов выбираются на проверку вариант 3 4 и вариант 7. Они относятся к разным принципам конфигурации и имеют наименьшую длину в своём виде.
Предварительный расчёт выбранных вариантов
Предварительный расчёт необходим для технико - экономического сравнения отобранных вариантов и выбора лучшего из них.
Предварительный расчёт потокораспределения производится для режима наибольших нагрузок. Расчёт потокораспределения радиально-магистральной линии делается на основании первого закона Кирхгофа двигаясь от наиболее удалённых потребителей к источнику. Так как расчёт приближенный то потерями мощности пренебрегают.
1 Предварительный расчёт радиально – магистральной схемы № 3
Потокораспределение:
Поток мощности на участке 2-6 равен мощности ПС6:
Поток мощности на участке 5-2 определяется суммированием двух потоков вытекающих из узла 2:
Поток мощности на участке Р-5 определяется суммированием двух потоков вытекающих из узла 5:
Поток мощности на линии Р-1-Т-3-4 рассчитывается аналогично.
Рисунок 4.1 Расчётная схема варианта 3
С помощью формулы Илларионова определяется целесообразное номинальное напряжение на участках:
Принимается ближайшее стандартное значение 110 кВ.
Таблица 4.1 – Выбор напряжений для варианта 2
Для участков Р-1 и 1-Т принимается номинальное напряжение 110 кВ так как участки не конечные.
Выбор сечений проводов линий
В качестве основного метода используется метод экономических интервалов. Считается что по климатическим условиям район сооружения сети соответствует III району по гололеду и будут использоваться одноцепные и двухцепные ВЛ на железобетонных опорах. На рисунке 4.2 представлены номограммы экономических интервалов по которым выбираются сечения проводов.
Одноцепная 110 кВ Двухцепная 110 кВ
Рисунок 4.2 - Номограммы экономических интервалов
Для этого находится значение параметра и величина тока в каждой цепи в часы наибольших нагрузок.
(кВтруб)12 - аргумент зависящий от параметров входящих в подкоренное выражение.
Для заданного значения числа часов использования максимума Тм=6000ч определяем по графику из справочной литературы: =4250 ч.
В качестве приемлемого срока окупаемости принимается года. Соответствующая этому сроку окупаемости эффективность капиталовложений составит: .
Стоимость потерь электроэнергии принимается 06 руб.кВтч. Норма отчислений на амортизацию и обслуживание принимается .
Наибольший ток в одной цепи линий: ;
По номограмме для двухцепной линии 110 кВ на рис. 4.2 определяется что при ток 121905 А попадает в экономический интервал сечения 120 мм2. Следовательно для этой линии выбирается провод марки АС-12019.
Выбранные провода проверяются по техническим ограничениям. В наиболее тяжелом послеаварийном режиме когда одна из цепей линии будет выведена из работы ток в оставшейся цепи удвоится.
Допустимая нагрузка для провода АС 12019 составляет 390 А.
Все провода выдерживают удвоенный ток послеаварийного режима.
Параметры линий и их режимы
Активные (R) и реактивные (X) сопротивления линий определяются по формулам: Ом; Ом;
где и - длина участка в км и количество цепей;
- погонные активное и реактивное сопротивления Омкм;
Для провода АС-12019 110 кВ Омкм Омкм.
Потери мощности по участкам:
где МВт - приближенное значение потока мощности на участке;
Ом – активное сопротивление участка.
Потери напряжения в нормальном режиме: кВ;
где и - активная и реактивная составляющие потока мощности на участке.
Таблица 4.2 - Выбранные сечения провода и некоторые параметры радиально – магистральной сети
Потери напряжения по линиям:
ΔUР-5-2-6 = 4154 %; ΔUР-5-2-6 пав = 6806 %;
ΔUР-1-Т-3-4 = 3816%; ΔUР-1-Т-3-4 пав = 5045%.
В качестве наиболее тяжелых послеаварийных режимов принимаются режимы которые возникают после отказа одной из цепей на том участке каждой магистрали где в нормальном режиме наблюдается наибольшая потеря напряжения: участки Р-5 и Т-3. Сопротивления участка после отказа одной цепи возрастают в два раза поэтому также в два раза возрастает потеря напряжения на этом участке.
Как в нормальном режиме так и в послеаварийных режимах общая потеря напряжения ниже чем возможности устройств РПН трансформаторов 110 кВ составляющих ±9 ×178 = ±1602%.
Суммированием по всем участкам определяются общие потери мощности: МВт.
Выбор трансформаторов и схемы ОРУ на стороне ВН
Если среди потребителей подстанции есть потребители первой или второй категории то согласно ПУЭ требуется установка двух трансформаторов. Номинальная мощность трансформаторов выбирается по двум условиям.
Во-первых в нормальном режиме должно быть обеспечено электроснабжение всех потребителей: ;
во-вторых в послеаварийном режиме должно быть обеспечено электроснабжение потребителей I и II категории с учётом допустимой перегрузки трансформатора оставшегося в работе:
Среди потребителей ПС1 1 кВ согласно заданию имеются потребители I и II категории (40%). Поэтому предусматривается установка двух трансформаторов. Номинальная мощность трансформаторов:
Для ПС1 и ПС2 выбирается схема: мостик с выключателем в перемычке и КТПБ 11010 кВ с трансформаторами 2×63 МВ·А.
Для ПС3 выбирается схема: мостик с выключателем в перемычке и КТПБ 1106 кВ с трансформаторами 2×10 МВ·А.
Для ПС4 выбирается схема: блок линия – трансформатор и КТПБ 11010-10 кВ с трансформатором 1×25 МВ·А.
Для ПС5 выбирается схема: мостик с выключателем в перемычке и КТПБ 11010-10 кВ с трансформаторами 2×25 МВ·А.
Для ПС6 выбирается схема: блок линия – трансформатор и КТПБ 11010 кВ с трансформатором 1×10 МВ·А.
2 Предварительный расчёт кольцевой сети схема № 4
Расчётная схема этого варианта представлена на рис. 4.3. Условно источник «разрезается» и кольцо разворачивается превращая кольцевую сеть в магистральную линию с двухсторонним питанием.
Расчёт потокораспределения производится начиная с головного участка:
Рисунок 4.3 Расчётная схема варианта 4
Поток на участке 1-4 определяется по первому закону Кирхгофа:
В конце делается проверка правильности расчёта. Для этого определяется поток мощности на противоположном головном участке и сравнивается с потоком мощности полученным по первому закону Кирхгофа:
Расчёты сделанные по первому закону Кирхгофа проведены верно.
Целесообразная величина напряжения определяется по наиболее загруженному головному участку 5-Б:
Принимается номинальное напряжение для всей сети 110 кВ.
Выбор сечений проводов сопротивлений участков потерь мощности и напряжения проводится аналогично п.4.1 результаты в табл.4.3.
Общие потери мощности составляют МВт;
Потеря напряжения от источника до точек потокораздела:
Таблица 4.3 - Выбранные сечения и некоторые параметры линий кольцевой сети
Наиболее тяжелый послеаварийный режим возникает в результате отказа наиболее загруженного участка 5-Б. При этом кольцевая сеть превращается в магистральную с питанием с одной стороны. Расчётная схема линии представлена на рис.4.4. Там же показаны потоки мощности по участкам определенные по первому закону Кирхгофа. Потери напряжения послеаварийного режима – табл. 4.3.
Рисунок 4.4 Расчётная схема варианта 4 - послеаварийный режим
Общая потеря напряжения в послеаварийном режиме: U%= 21243 % это выше чем пределы регулирования устройств РПН = 16 % для трансформаторов 110 кВ.
Для уменьшения потерь по напряжению простая кольцевая схема преобразуется в сложно-замкнутую.
3 Сложно-замкнутая сеть
Рисунок 4.5 Cложно-замкнутая сеть
Перед расчётом потокораспределения сложно-замкнутая сеть преобразуется в простую замкнутую сеть. Для этого сначала разносится нагрузка 5 между точкой Р и точкой 6. При этом в точку 6 перемещается мощность:
Это увеличивает нагрузку в точке 6 до величины:
Новая нагрузка точки 6 разносится между точками Р и 2:
В точке 2 нагрузка увеличивается до величины:
Две параллельные линии Р-5-6-2' и Р-2 заменяются одной эквивалентной. Её длина:
Получившаяся в результате преобразования кольцевая линия “разрезается” по источнику и представляется как линия с двухсторонним питанием. Далее производится расчёт потокораспределения как в п. 4.2. Результаты расчёта представлены на расчётной схеме рис. 4.6.
Рисунок 4.6 Расчётная схема сложно-замкнутой сети. Вариант № 4а.
Сеть преобразуется в обратном порядке находятся потоки мощности на других участках.
Потоки мощности на участках А-2 и А-5-6-2:
Рисунок 4.7 Расчётная схема сложно-замкнутой сети после обратного преобразования. Вариант № 4а.
По полученным данным выбираются сечения линий определяются их параметры и некоторые параметры режима. Результаты этих расчётов представлены в табл. 4.4
Таблица 4.4 - Выбранные сечения и некоторые параметры линий сложно-замкнутой кольцевой сети
Общие потери мощности составляют МВт; потеря напряжения от источника до точек потокораспределения:
Наиболее тяжёлый послеаварийный режим в этой сети возникает в результате отказа наиболее загруженного участка 3-Т. При этом сложно-замкнутая сеть превращается в комбинированную: участок простой кольцевой сети и радиально-магистральной сети. Расчётная схема соответствующая этому режиму представлена на рисунке 4.8.
Рисунок 4.8 Расчётная схема послеаварийного режима сложно-замкнутой сети
Таблица 4.5 – Потери напряжения сложно-замкнутой сети послеаварийного режима
Общая потеря напряжения до наиболее удаленных точек:
Выбор трансформаторов и схем ОРУ для этого варианта:
Условия для выбора номинальной мощности трансформаторов такие же как в п. 4.1. Для всех подстанций выбрана схема: мостик с выключателем в перемычке и 2-х трансформаторные КТПБ: для ПС1 ПС2 и ПС6 - 11010 кВ 2×63 МВА;
для ПС3 - 1106 кВ 2×10 МВА;
для ПС4 - 11010 кВ 2×10 МВА;
для ПС5 - 11010-10 кВ 2×25 МВА;
4 Предварительный расчёт комбинированной сети вариант № 7
Расчётная схема этого варианта представлена на рис. 4.9. Расчёт потокораспределения кольцевого участка выполнен аналогично п.4.2.
Целесообразная величина напряжения кольцевого участка:
Принимается номинальное напряжение для кольцевого участка сети 110 кВ.
Рисунок 4.9 Расчётная схема варианта 7
Целесообразная величина напряжения радиальных участков:
Принимается номинальное напряжение для радиальных линий 110 кВ.
Таблица 4.6 - Выбранные сечения и некоторые параметры линий комбинированной сети
Общие потери мощности составляют МВт.
Потери напряжения от источника до наиболее удалённых точек:
Наиболее тяжелый послеаварийный режим возникает в результате отказа более загруженных участков: в кольцевой части - Б-5 и 3-Т радиальной сети. При аварии на участке Т-3 сопротивление участка удваивается за счёт обрыва одной цепи удваивается также и потеря напряжения на участке. При аварии на Б-5 - кольцевая сеть превращается в магистральную линию с питанием с одной стороны. Расчётная схема линии представлена на рис. 4.10. Там же показаны потоки мощности по участкам опредёленные по первому закону Кирхгофа. Расчёт потери напряжения приведён в табл. 4.7.
Рис 4.10. Расчётная схема послеаварийного режима комбинированной сети варианта № 7
Таблица 4.7 – потеря напряжения комбинированной сети в послеаварийном режиме
Авария Б-5:% > 16 %.
Проверка токов послеаварийного режима по номограммам: на участках А-1 1-Т Т-2 и 2-5 можно увеличить сечение проводов. Новые значения комбинированной сети сведены в табл. 4.8.
Таблица 4.8 - Выбранные сечения и некоторые параметры линий комбинированной сети после замены сечения проводов
Потеря напряжения от источника до наиболее удалённой точки:
Авария 3-Т: % 16 % .
Выбор трансформаторов и схем ВН подстанций
Для ПС1 выбирается схема: мостик с выключателем в перемычке и КТПБ 11010 кВ с трансформаторами 2×63 МВ·А.
Для ПС2 выбирается схема: мостик с выключателями в перемычке и линиях ВН и КТПБ 11010 кВ с трансформаторами 2×63 МВ·А.
Оценка экономической эффективности вариантов
Для расчётов приняты варианты 3 4а и 7. Они представляют собой радиально-магистральную сеть на 110 кВ сложно-замкнутую кольцевую сеть на 110 кВ и комбинированную сеть на 110 кВ.
Для всех вариантов делаются следующие допущения:
Сооружение сети продолжается 3 года. Инвестирование проекта осуществляется за счёт собственных и заёмных средств. Распределение капитальных вложений по годам принимаем следующим:
- первый год - 60000 тыс.руб. год (собственные средства);
- второй год - 30000 тыс.руб. год (заёмные средства);
- третий год - оставшиеся капитальные вложения (заёмные средства).
Плата за кредит – 25% годовых. Погашение кредита начинается на четвертый год после начала строительства. Погашение производится равными долями в течение 5 лет (по 20% в год).
Частичная эксплуатация сети начинается через год после начала строительства. На первом году эксплуатации потребителям будет отпущено 50% от расчётного количества электроэнергии на втором – 80% на третьем – всё расчетное количество. В последующие годы отпуск электроэнергии потребителям остается неизменным.
Горизонт расчёта - 15 лет. Шаг расчёта - 1 год.
Тариф на покупаемую электроэнергию (на шинах подстанций энергосистемы 35 220 кВ) для шага 0 - 11 рубкВтч. Принимается также что в последующие годы тариф на покупаемую электроэнергию растет на 1% в год. Тариф на электроэнергию отпускаемую потребителям с шин 6-10 кВ принимается на 10% выше.
Норма дисконта - 015.
Норма отчислений на эксплуатацию - 6% на всё оборудование.
Для оценки требуемых капитальных вложений использованы укрупненные показателями стоимости на 1990 год. Для учёта последующего изменения цен введён коэффициент удорожания равный 18.
Инфляция не учитывается.
1. Расчёт варианта 3 - радиально-магистральная сеть
Стоимость сооружения линии Р-5 составит:
где - стоимость сооружения 1 км двухцепной ВЛ-110 кВ на железобетонных опорах с проводами марки АС-12019 для III района по гололеду.
- протяженность линии Р-5.
- коэффициент удорожания.
Стоимость сооружения остальных линий определяется аналогично. Результаты в таблице 5.1.
Таблица 5.1 – Капитальные вложения в ВЛ радиально-магистральной сети
ИТОГО воздушные линии
Капитальные вложения в подстанции:
Стоимость сооружения ПС1:
Здесь - стоимость КТПБ 11010 кВ с двумя трансформаторами 63 МВА и схемы мостик с выключателем в перемычке.
Стоимость сооружения остальных ПС определяется аналогично. Результаты в таблице 5.2.
Таблица 5.2 - Капитальные вложения в подстанции радиально-магистральной сети
кол-во трансформаторов
КТПБ мостик с выключателем в перемычке
КТПБ блок линия-трансформатор
ячейка с воздушным выключателем
Общие капитальные вложения в сооружение электрической сети:
Эти капитальные вложения разбиваются по годам строительства. В денежном выражении это составляет 60000 тыс.руб.год 30000 тыс.руб.год и 207036 тыс.руб.год.
Остальные расчёты проведены в таблице 5.7.
Во вторую строку таблицы помещаются платежи в счёт погашения кредита. Погашение кредита производится с 3-го по 7-ой шаг по 20% от суммы займа.
В третью строку таблицы вписываются процентные платежи за кредит. На шаге 0 плата за кредит отсутствует так как были использованы только собственные средства. На шаге 1 проценты за кредит составляют 25% от капитальных вложений сделанных на шаге 1 поскольку это уже заёмные средства. Соответственно проценты за кредит на шагах 2 и 3 составляют 25% от суммы капитальных вложений на шагах 1 и 2. Начиная с шага 4 и до шага 7 включительно в результате постепенного погашению кредита процентные платежи за кредит ежегодно снижаются на 20 процентных пунктов.
Четвёртая строка таблицы - для каждого шага определяется отчисления на обслуживание из расчета 6% от всех капитальных вложений сделанных за предыдущие годы.
Пятая строка таблицы - тариф на электроэнергию.
Шестая строка таблицы - затраты на покупку электроэнергии:
где сэ – тариф на электроэнергию. На шаге 1 он равен 111 рубкВтч;
k - коэффициент учитывающий изменение объема покупаемой электроэнергии по годам. В соответствии с принятыми допущениями на шагах 1 и 2 он равен 05 и 08. На шаге 3 и на последующих шагах k = 10.
На первом шаге затраты на покупку электроэнергии составят:
Седьмая строка таблицы - общие затраты. Они определяются суммированием данных второй третьей четвёртой и шестой строк.
Восьмая строка - результаты получаемые от реализации проекта. В данном случае единственный результат работы электрической сети - это выручка от продажи электроэнергии потребителям:
На первом шаге выручка от продажи электроэнергии потребителям составит:
Для девятой строки рассчитывается приведённый эффект на каждом шаге вычетом из результата общих затрат (без капитальных вложений).
Десятая строка - коэффициент дисконтирования.
Коэффициент дисконтирования для шага 3:
Одиннадцатая строка - определяется на каждом шаге чистый дисконтированный доход. На шаге 0 он отрицательный и равен капитальным вложениям. На шаге 1 к нему добавляется приведенный эффект (с учётом дисконтирования):
Капитальные вложения на шагах 1 и 2 не учитываются так как они сделаны за счёт заёмных средств.
Расчёты на остальных шагах произведены аналогично.
Чистый дисконтированный доход для радиально-магистральной сети за все 15 шагов составит 134726 тыс.руб. Срок окупаемости .
2 Расчёт для варианта 4а сложно-замкнутая сеть
Расчёт стоимости сооружения линий и подстанций проведён аналогично результаты в таблицах 5.3 5.4.
Таблица 5.3 - Капитальные вложения в ВЛ сложно-замкнутой сети
Таблица 5.4 – Капитальные вложения в подстанции сложно-замкнутой сети
Общие капитальные вложения в сооружение электрической сети:
Расчёты экономической эффективности этого варианта произведены в таблице 5.8 аналогично варианту с радиально-магистральной сетью.
Чистый дисконтированный доход для сложно-замкнутой сети за все 15 шагов составит 123498 тыс.руб. Срок окупаемости .
3 Расчёт для варианта 7 - комбинированная сеть
Таблица 5.5 - Капитальные вложения в ВЛ комбинированной сети
Таблица 5.6 - Капитальные вложения в подстанции комбинированной сети
КТПБ мостик с выключателем в перемычке
КТПБ мостик с выключателями в перемычке и линиях ВН
Общие капитальные вложения для этого варианта составят:
Остальные расчёты эффективности проведены в таблице 5.9 аналогично варианту с радиально-магистральной сетью.
Чистый дисконтированный доход для комбинированной сети за все 15 шагов составит 152553 тыс.руб. Срок окупаемости .
Как видно из полученных результатов наибольшей экономической эффективностью обладает вариант 7 - комбинированная сеть.
Таблица 5.7- Расчёт чистого дисконтированного дохода при сооружении радиально-магистральной сети
величина показателя по шагам (годам)
капитальные вложения
отчисления на эксплуатационное обслуживание
тариф на покупаемую электроэнергию
затраты на покупку электроэнергии
общие затраты (без капиталовложений)
выручка от реализации электроэнергии
коэффициент дисконтирования
чистый дисконтированный доход
Таблица 5.8 - Расчёт чистого дисконтированного дохода при сооружении сложно-замкнутой сети
Таблица 5.9 - Расчёт чистого дисконтированного дохода при сооружении комбинированной сети
Уточнённый расчёт выбранного варианта
Уточненный расчёт основных электрических режимов произведён только для варианта № 7 – комбинированной сети победившего в технико-экономическом сравнении.
1 Определение расчётных нагрузок подстанций
При уточнённом расчёте электрических режимов нужно учитывать зарядные мощности линий и потери мощности в трансформаторах.
Половины зарядных мощностей воздушных линий примыкающих к подстанциям:
где - погонная ёмкостная проводимость линии См км - по справочным данным.
Для линии А-1 половина зарядной мощности составит:
Погонная реактивная проводимость линии для ВЛ-110 кВ с проводом марки АС-24032. Расчёт зарядных мощностей для остальных линий проведён в табл .6.1.
Таблица 6.1 – Расчёт зарядных мощностей ВЛ
2 Уточнённый расчёт режима наибольших нагрузок
На ПС1 и ПС2 установлено по 2 трансформатора ТМН – 630011010. Паспортные данные трансформатора:
ик = 105 % РПН ±9×178 %
На ПС3 установлено 2 трансформатора ТДН - 1000011010. На ПС6 установлен 1 трансформатор ТДН - 100001106. Паспортные данные трансформатора:
На ПС4 установлен 1 трансформатор ТРДН - 2500011010-10. На ПС5 установлено 2 трансформатора ТРДН - 2500011010-10.
Паспортные данные трансформатора:
ик = 105 % РПН ±9×178 % iх = 07 %
Нагрузочные потери на подстанциях:
Расчётная нагрузка ПС1 составит:
Расчётные нагрузки остальных подстанций определены аналогично. Результаты сведены в табл. 6.2.
кол-во трансформаторов и Sтр
Таблица 6.2 - Расчётные нагрузки подстанций в режиме наибольших нагрузок
Составляется расчётная схема сети (рис.6.1) и проводится уточнённый расчёт потокораспределения начиная с участка 3-4.
Расчёт потокораспределения на линии Т-3-4:
Потокораспределение линии 2-6 производится аналогично.
Составляется схема замещения кольцевой части сети. Определяется поток мощности на головном участке А-1:
Потоки на остальных участках определяются по I закону Кирхгофа и наносятся на схему замещения (рис.6.1). Потери на участках рассчитываются аналогично участку Т-3-4.
Рисунок 6.1 Потокораспределение режима наибольших нагрузок
Таблица 6.3 - Расчёт режима наибольших нагрузок
Общие потери мощности в этом режиме:
Расчёт потери напряжения и напряжения на шинах ВН всех потребителей.
где - напряжение в начале участка; для первого участка равно напряжению источника. Напряжение источника равно 101 от Uном т.е. 1111 кВ.
Напряжение на шинах ближайшего потребителя: ;
Таблица 6.4 Напряжение на шинах потребителей
ПС2 является точкой потокораздела потери напряжения рассчитываются с обеих сторон.
Возможности регулирования напряжения устройствами РПН
На ПС1 определяется низшее напряжение приведённое к высшему:
Принимается желаемое напряжение на шинах НН для режима наибольших нагрузок на 5% выше номинального значения то есть 105 кВ и 63 кВ и определяется желаемый коэффициент трансформации:
По каталожным данным трансформатора определяется номер регулировочного ответвления устройства РПН на котором обеспечивается желаемый коэффициент трансформации:
Полученное значение округляется до ближайшего целого числа и определяется действительное напряжение на шинах низшего напряжения ПС1 в режиме наибольших нагрузок:
На остальных подстанциях расчёт аналогичен результаты в таблице 6.5.
Таблица 6.5 – Проверка достаточности диапазона РПН
Диапазон регулирования устройств РПН достаточен для обеспечения у потребителей необходимого уровня напряжения в этом режиме. На ПС2 обеспечивается достаточное напряжение в обоих случаях (с обеих сторон).
3 Уточнённый расчёт послеаварийного режима
В качестве наиболее тяжелого послеаварийного режима выбирается режим возникающий в часы наибольших нагрузок после вывода в ремонт головного участка 5-Б. Расчётные нагрузки всех подстанций кроме ПС5 остаются такими же как в нормальном режиме наибольших нагрузок. Расчётные нагрузки ПС5 изменяются за счёт уменьшения зарядных мощностей отключенных ВЛ:
Кольцевая линия при аварии превращается в радиально-магистральную. Расчёт потокораспределения по I з.Кирхгофа.
Расчётная схема сети для этого режима - на рис. 6.2 результаты расчёта – в табл. 6.6.
Рисунок 6.2 Расчётная схема послеаварийного режима
Таблица 6.6 - Расчёт послеаварийного режима
Таблица 6.7 - Проверка диапазона РПН в послеаварийном режиме
Диапазон регулирования устройств РПН достаточен для обеспечения у потребителей необходимого уровня напряжения в этом режиме кроме ПС2 ПС5 и ПС6. Максимальные потери напряжения: участки 1-Т Т-2 и 2-5. Для уменьшения потерь необходимо все три участка выполнить 2-х цепной ВЛ из провода 24032. Тогда потери напряжения и регулирование РПН принимает вид – табл.6.8.
Таблица 6.8 - Проверка диапазона РПН в послеаварийном режиме после замены проводов
Стоимость сети в этом случае возрастает:
Таблица 6.9 - Капитальные вложения в ВЛ комбинированной сети
Остальные расчёты эффективности проведены в таблице 6.10 аналогично п.5.1.
После перерасчёта чистый дисконтированный доход для комбинированной сети за все 15 шагов составит 118774 тыс.руб. Срок окупаемости .
Таким образом вариант радиально-магистральной сети оказывается экономически целесообразнее.
Таблица 6.10 - Расчёт чистого дисконтированного дохода при сооружении комбинированной сети
4 Уточнённый расчёт радиально-магистральной сети
Таблица 6.11 – Расчёт зарядных мощностей ВЛ
Для радиально - магистральной сети на ПС использованы такие же трансформаторы как и в варианте с комбинированной сетью поэтому потери на подстанциях не изменятся но нагрузки в максимальном режиме меняются за счёт зарядных мощностей ВЛ – табл. 6.12. Потокораспределение на участках аналогично п.6.2. и 6.3 результаты в таблице 6.13 и на рис. 6.3.
Таблица 6.12 - Расчётные нагрузки подстанций в режиме наибольших нагрузок
Таблица 6.13 - Расчёт потокораспределения режима наибольших нагрузок
Рисунок 6.3 Расчётная схема режима наибольших нагрузок радиально-магистральной сети.
Расчёт потери напряжения и напряжения на шинах 110 кВ всех потребителей произведён аналогично п.6.2 результаты – в табл.6.13.
Таблица 6.14 – Проверка достаточности диапазона РПН радиально-магистральной сети в режиме максимальных нагрузок
Диапазон регулирования устройств РПН достаточен для обеспечения у потребителей необходимого уровня напряжения в этом режиме.
5 Уточнённый расчёт послеаварийного режима
В качестве наиболее тяжелых послеаварийных режимов выбираются режимы возникающие в часы наибольших нагрузок после вывода в ремонт одной цепи участков Р-5 и Т-3. При этом меняется сопротивление участков Р-5 и Т-3. Расчётные нагрузки всех подстанций кроме ПС5 и ПС3 остаются такими же как в нормальном режиме наибольших нагрузок. Расчётные нагрузки ПС5 и ПС3 изменяются за счёт уменьшения зарядных мощностей отключенных ВЛ:
Расчётная схема сети для этого режима - на рис. 6.4 результаты расчёта – в табл. 6.15 и 6.16.
Таблица 6.15 - Расчёт потокораспределения послеаварийного режима
Рисунок 6.4 Расчётная схема послеаварийного режима
Таблица 6.16 – Проверка достаточности диапазона РПН в послеаварийном режиме
Диапазон регулирования устройств РПН достаточен для обеспечения у потребителей необходимого уровня напряжения в послеаварийном режиме.
6 Уточнённый расчёт режима наименьших нагрузок
Согласно заданию активная мощность снижается на 55% а увеличивается на 003. Тогда для первого потребителя:
Целесообразность отключения одного из трансформаторов:
SПС1 = =3647 МВ·А Sоткл = 4555 МВ·А.
Отключение одного из трансформаторов целесообразно так как нагрузка ПС в минимальном режиме ниже чем мощность при которой отключение выгодно.
По остальным ПС расчёты аналогичны. На ПС4 и ПС6 установлено по одному трансформатору поэтому для них данный расчёт не ведётся.
Нагрузочные потери на подстанции:
Расчётная нагрузка ПС 1:
Таблица 6.17 - Расчётные нагрузки подстанций в режиме наименьших нагрузок
Расчёт электрического режима сети и проверка достаточности регулировочного диапазона РПН выполняются аналогично п.6.2. Результаты расчёта сведены в табл. 6.18 и 6.19 и рис. 6.5.
Рисунок 6.5 Расчётная схема режима наименьших нагрузок
Таблица 6.17 - Расчёт потокораспределения режима наименьших нагрузок
Таблица 6.18 - Проверка достаточности диапазона РПН
Диапазон регулирования устройств РПН достаточен для обеспечения у потребителей необходимого уровня напряжения в этом режиме.
7 Уточнение количества компенсирующих устройств и определение себестоимости передачи электроэнергии
Уточняется необходимое количество компенсирующих устройств. Для этого суммируются потоки активной и реактивной мощности на головных участках для нормального режима наибольших нагрузок:
Реактивная мощность энергосистемы:
Так как то принимается решение уменьшить общее количество компенсирующих устройств на:
Себестоимость передачи электроэнергии по спроектированной сети
Себестоимость передачи электроэнергии определяется по формуле:
где - годовые издержки при работе электрической сети тыс. руб год;
- электроэнергия отпущенная потребителям в течение года МВтч год.
Годовые издержки складываются из отчислений на эксплуатационное обслуживание сети издержек на оплату потерь электроэнергии и отчислений на амортизацию оборудования. Для их определения используются выражения:
Электроэнергия отпущенная потребителям определяется по формуле:
где - мощность i-го потребителя.
(по данным табл. 5.7);
up Наверх