Выбор схемы, номинального напряжения и основного электрооборудования линий и подстанций сети

Выбор схемы сети по длине трассы

Вариант 1

 

Вариант 2

 

Вариант 3

 

Вариант 4

 

 

На начальной стадии проектирования отбор проектов ведется по суммарной длине линий и трасс. Потребители 1 категории электроснабжения имеются на всех подстанциях, поэтому передача энергии ведется либо по двухцепной линии, либо по замкнутой(кольцевой) цепи.

 

Сравнительная таблица длины линий и трасс.

Номер варианта
Длина трассы, км
Длина линии, км

 

Из рассмотренных вариантов по показателям надежности, капиталовложений и по потерям электроэнергии выбраны варианты № 1, 2 и 4.

Вариант №3 не проходит отбор, так как при крупной аварии на линии РЭС-2 подстанции 2, 1, 4 и 5 останутся без электроэнергии. (в сравнении с вариантом №2)

Проверка отобранных вариантов по допустимым потерям напряжения

На втором этапе каждый из отобранных вариантов проверяется по допустимым потерям напряжения: DU_нб £ DU_доп.

Проверка производится в двух режимах работы сети – максимальном и послеаварийном.

Допустимые потери DU_доп принимаются равными 13-15% от U_ном сети в максимальном режиме и 17-20% – в послеаварийном.

Мощности в узлах сети:

37,5 МВА;

25 МВА;

50 МВА;

10 МВА;

10 МВА.

 

Проверка варианта №1

Полные мощности, протекающие в линиях:

МВА,

МВА,

МВА,

МВА,

МВА,

Выбранное напряжение – 110 кВ. На данном этапе проектирования

принимается, что потери реактивной мощности в линиях компенсируются зарядной мощностью линий.

 

Режим максимальных нагрузок.

 

Определим токи в линии в режиме максимальных нагрузок.

,

где S _ij – полная мощность, протекающая в линии i-j, n – количество параллельных цепей в линии i-j, U_ном – номинальное напряжение на участке i-j.

 

Находим токи в линиях:

А;

А;

А;

А;

А;

Рассчитаем сечение провода воздушной линии, определяемое по закону экономической плотности тока j_эк: где

I _max - максимальный рабочий ток, А,

n – количество цепей.

Выбирается ближайшее к расчётному стандартное сечение провода F_станд. Выбранное сечение необходимо проверить по условию потерь на корону и по максимально допустимой нагрузке в послеаварийном режиме. В случае нарушения ограничений сечения проводов увеличиваются. При выборе сечений проводов окончательно уточняется напряжение отдельных участков сети.

По заданию продолжительность использования наибольшей нагрузки Т_нб =4700 ч/год.

Из таблицы 6.6 (Идельчик В.И. – Электрические системы и сети) при Т_нб = 4700 час/год для Забайкалья и Дальнего востока

j_эк = 1,1 А/мм².

 

Сечения проводов:

196 мм², выбираем провод АС-185/29;

23 мм², выбираем провод АС-70/11;

23 мм², выбираем провод АС-70/11;

89 мм², выбираем провод АС-95/16;

119 мм², выбираем провод АС-120/19;

 

 

Послеаварийный режим.

Выбранные сечения проводов необходимо поверить по допустимому току в послеаварийном режиме.

Определяем токи в линиях в послеаварийном режиме:

А;

А;

А;

А;

А;

 

Из послеаварийного режима выбираем максимальные токи в линиях:

I _{авар рэс-3}=262 А, провод АС-120/19, I_доп =375 А;

I _{авар 2-4}=52 А, провод АС-70/11, I_доп =265 А;

I _{авар 2-5}=52 А, провод АС-70/11, I_доп =265 А;

I _{авар 2-1}=196 А, провод АС-95/16, I_доп =330 А;

I _{авар РЭС-2}=433 А, провод АС-185/29, I_доп =520 А;

Выбранные провода прошли проверку по допустимому току в послеаварийном режиме.

 

Потери напряжения в максимальном режиме

При определении наибольших потерь напряжения ∆ в сети следует руководствоваться следующими положениями: суммируются относительные потери напряжения по участкам сети одной ступени напряжения, так как в уз­лах понижения или повышения напряжения имеются средства регулирования напряжения; в случае разветвлённой сети одного номинального напряжения потери напряжения определяются от источника питания до каждой концевой подстанции, наибольшая ∆ сравнивается с ∆ ; в замкнутой сети или в сети с двухсторонним питанием наибольшие потери напряжения определяются от источника питания до точки раздела мощности; среди послеаварийных режимов требуется выбирать такой, при котором потери напряжения увеличиваются на наибольшую величину. В разветвлённой сети с двухцепными линиями такой послеаварийный режим обусловлен обрывом одной цепи в линии с наибольшим зна­чением потерь напряжения. В кольцевой сети послеаварийный режим обусловлен, как правило, отключением одного из головных участков.

 

Полные мощности, протекающие в линиях:

МВА,

МВА,

МВА,

МВА,

МВА.

Линия РЭС-2: провод АС-185/29, l =30 км, r₀ =0,159 Ом/км, x₀ =0,413 Ом/км.

Сопротивления линии:

R_Л = ∙ r₀ ∙ l =0,159×30/2 =2,385 Ом, Х_Л = ∙ x₀ ∙ l =0,413×30/2 =6,195 Ом.

Потери напряжения составят:

3,629 кВ;

Потери активной мощности в линии:

0,49 МВт.

Линия РЭС-3: провод АС-120/19 l = 29 км, r₀ = 0,244 Ом/км, x₀ =0,427 Ом/км.

R_Л = r₀ ∙ l =0,244×29/2=3,538 Ом, Х_Л = ∙ x₀ ∙ l =0,427×29/2=6,191 Ом.

2,97 кВ;

0,73 МВт.

Линия 2-5: провод АС-70/11 l =29 км, r₀ =0,422 Ом/км, x₀ =0,444 Ом/км.

R_Л = ∙ r₀ ∙ l =0,422×29/2=6,119 Ом, Х_Л = ∙ x₀ ∙ l =0,444×29/2=6,138 Ом.

0,55кВ;

0.05 МВт.

Линия 2-4: провод АС-70/11 l =26 км, r₀ =0,422 Ом/км, x₀ =0,444 Ом/км.

R_Л = ∙ r₀ ∙ l =0,422×26/2=5,486 Ом, Х_Л = ∙ x₀ ∙ l =0,444×26/2=5,772 Ом.

0,49 кВ;

0.04 МВт.

Линия 2-1: провод АС-95/16, l =23 км, r₀ =0,301 Ом/км, x₀ =0,434 Ом/км.

R_Л = ∙ r₀ ∙ l =0,301×23/2=3,46 Ом, Х_Л = ∙ x₀ ∙ l =0,434×23/2=4,991 Ом.

1,96 кВ;

0,4 МВт.

 

 

Найдем суммарные потери мощности и напряжения в максимальном режиме:

= + =1,96+3,62=5,59 кВ,

= =2,97 кВ,

= =3,62 кВ,

= + =3,62+0,49=4,12 кВ,

= + =3,62+0,55=4,18 кВ,

Наибольшие потери напряжения на всем пути передачи мощности в режиме максимальных нагрузок не должны превышать 15%.

DU_нб110 = 15% от 110 кВ=16,2 кВ.

По допустимым потерям напряжения проходит.

 

Потери напряжения в послеаварийном режиме

 

В разветвлённой сети с двухцепными линиями послеаварийный режим обусловлен отключением одной цепи в линии с наибольшим значением потерь напряжения.

 

Отключение одной цепи в линии РЭС-2 передачи РЭС-1:

Линия РЭС-2 провод АС-185/29, l =30 км, r₀ =0,159 Ом/км, x₀ =0,413 Ом/км.

Сопротивления линии:

R_Л = ∙ r₀ ∙ l =0,159×30 =4,77 Ом, Х_Л = ∙ x₀ ∙ l =0,413×30 =12,39 Ом.

Потери напряжения составят:

7,259 кВ;

Потери на всем пути передачи мощности

= + =7,259+1,96=9,22 кВ.

Наибольшие потери напряжения на всем пути передачи мощности в послеаварийном режиме не должны превышать 20%.

DU_{нб110 ав} = 20% от 110 кВ=22 кВ.

 

 

Данная схема сети проходит по допустимым потерям напряжения в максимальном и послеаварийном режимах.

 

 

Проверка варианта №2

Мощности в узлах сети:

37,5 МВА;

25 МВА;

50 МВА;

10 МВА;

10 МВА.

 

Режим максимальных нагрузок

Найдем полную мощность на основе з.Кирхгофа

Распределение мощности:

Проверка правильности нахождения полной мощности на участке:

59,6+72,89=38,5+25+50+10+10

132,49≈133,5

Аналогично находим активную и реактивную мощности, протекающие в участках.

	р-1	р-3	1-2	2-3	2-5	2-4
Длина
Мощность передаваемая МВА	59,60	72,90	22,10	22,90	10,00	10,00
Мощность передаваемая Мватт	49,68	60,32	19,68	20,32	10,00	10,00
Мощность передаваемая МВАр	29,76	37,74	7,26	7,74	0,00	0,00

 

Номинальное напряжение сети от РЭС до подстанции №2 включительно U_ном =220 кВ. От подстанции №2 до подстанций №4 и №5 номинальное напряжение U_ном =110 кВ.

Находим токи в цепи в режиме максимальных нагрузок:

156,6 А;

191,53 А;

58,07 А;

60,16 А;

26,27 А;

23,89 А;

 

Сечения проводов для максимального режима:

Для 220 кВ:

88.407 мм², выбираем провод АС-240/39; 138.229мм², выбираем провод АС-240/39;

48.605 мм², выбираем провод АС-240/39;

23.694 мм², выбираем провод АС-240/39;

 

Для 110 кВ:

23,89 мм², выбираем провод АС-70/11;

23,89 мм², выбираем провод АС-70/11;

 

Вариант с напряжением 220 до подстанций №1 и №3 не прошел по потерям напряжения в аварийном режиме. Вариант с напряжением 110 кВ на всю сеть не прошел по потерям напряжения в аварийном режиме. Принято решение об установке автотрансформатора на подстанции №2 т.к. нагрузки подстанций №4 и №5 слишком малы и проведение линии 220 кВ не требуется.

 

Послеаварийный режим

Мощность передаваемая в послеаварийном режиме при аварии на р-1
	р-1	р-3	1-2	2-3	2-5	2-4
Мощность передаваемая МВА		132,5	37,5	82,5
Мощность передаваемая Мватт
Мощность передаваемая МВАр		67,5	22,5	37,5

Отключение головного провода в кольце РЭС-1:

Потоки мощности в послеаварийном режиме найдены простым сложением нагрузок, т.к. схема становится радиальной. Так например поток мощности на линии 23 найден из сложения нагрузок подстанций №1, №2, №4 и №5.

347 А; провод АС-240/39; I_доп =610А; 98 А; провод АС-240/39; I_доп =610А; 216 А; провод АС-240/39; I_доп =610А; 52 А; провод АС-70/11; I_доп =265;

52 А; провод АС-70/11; I_доп =265 А;

Выбранные провода прошли проверку по допустимому току в послеаварийном режиме.

 

Мощность передаваемая в аварийном режиме при аварии на р-3

	р-1	р-3	1-2	2-3	2-5	2-4
Мощность передаваемая МВА	132,5
Мощность передаваемая Мватт
Мощность передаваемая МВАр	67,5
Номинальное напряжение КВ
Ток в аварийном режиме	347,72		249,31	131,21	52,48	52,48

Потоки мощности и токи в послеаварийном режиме найдены аналогично предыдущим. При аварии на линии РЭС-3 схема по допустимым токам проходит.

Потери напряжения в максимальном режиме

Сопротивления линии:

R_Л = ∙ r₀ ∙ l Ом, Х_Л = ∙ x₀ ∙ l Ом.

Потери напряжения в линии

кВ

Потери активной мощности в линии

МВт.

Исходя из этих формул получена расчетная таблица:

	р-1	р-3	1-2	2-3	2-5	2-4
Длина
Мощность передаваемая МВА	59,6	72,9	22,1	22,9
Мощность передаваемая Мватт	49,68	60,32	19,68	20,32
Мощность передаваемая МВАр	29,76	37,74	7,26	7,74
Номинальное напряжение КВ
Параметры линии	р-1	р-3	1-2	2-3	2-5	2-4
Активное сопротивление Ом/км	0,118	0,118	0,118	0,118	0,422	0,422
Реактивное сопротивление Ом/км	0,435	0,435	0,435	0,435	0,444	0,444
Активное сопротивление Ом	4,72	3,422	2,714	4,012	6,119	5,486
Реактивное сопротивление Ом	17,4	12,615	10,005	14,79	6,438	5,772
	р-1	р-3	1-2	2-3	2-5	2-4
Потери напряжения кВ в элементах	3,4	3,1	0,57	0,89	0,55	0,49
Путь	р-1	р-2	р-3	р-4	р-5
Потери напряжения пути кВ	3,41	3,99	3,1	4,49	4,54
Потери мощности активной	0,34	0,37	0,02	0,04	0,05

 

По потерям напряжения в режиме максимальных нагрузок проходит.

DU_нб110 = 15% от 110 кВ=16,2 кВ.

 

 

Потери напряжения в послеаварийном режиме

Мощность передаваемая в аварийном режиме при аварии на р-1
	р-1	р-3	1-2	2-3	2-5	2-4
Мощность передаваемая Мватт
Мощность передаваемая МВАр		67,5	22,5	37,5
Номинальное напряжение КВ

 

Потери напряжения в линии

кВ

 

Аварийные потери в случае разрыва РЭС-1
Линия	р-1	р-3	1-2	2-3	2-5	2-4
Потери напряжения кВ в элементах		5,58	1,39	3,79	0,55	0,49
Путь	р-1	р-2	р-3	р-4	р-5
Потери напряжения пути кВ	10,77	9,37	5,58	9,87	9,93

 

DU_{нб110 ав} = 20% от 110 кВ=22 кВ.

 

Данная схема проходит по допустимым потерям напряжения в максимальном и послеаварийном режимах.

 

Проверка варианта №4

Так как нельзя выделить наиболее удаленные нагрузки распределяем реактивные мощности в узлах по методу tg j_Б

Не имеет смысла питать подстанцию №2 напряжением 220 кВ. Выбирается 110кВ.

Кольцо напряжением 220 кВ. При меньшем значении не проходит по потерям напряжения в аварийном режиме.

Расчеты потоков мощности в линиях проведены с использованием з.Кирхгофа и Ома. Методика расчета аналогична приведенной в расчете варианта 2.

Потери реактивной мощности в линиях составляют 20% от суммарной передаваемой реактивной мощности (т.к. 220 кВ сеть).

Потери активной мощности в сети составляют 4% от передаваемой суммарной активной мощности.

Реактивная нагрузка вычислена через коэффициент мощности нагрузки.

Вариант 3
Пункт						сумма
Нагрузка активная
Потери активные	4,4
Генерация активная	114,4						потери в ВЛ
Реактивная нагрузка Мвар	22,5			7,5	7,5	82,5	16,5
Реактивная генерация МВар	67,88
Компенсация МВар	31,12
tg нагрузки	0,75
tg балансирующий	0,47		сумма
Компенсирующие устройства	8,49	5,66	11,32	2,83	2,83	31,12
Новая реактивная мощность каждой подстанции	14,01	9,34	18,68	4,67	4,67
Коэффициент мощности нагрузки новый	0,91
№ Подстанции
Мощность полная Мва	33,11	22,07	44,15	11,04	11,04
Нагрузка активная
Реактивная мощность каждой подстанции	14,01	9,34	18,68	4,67	4,67

 

Расчеты КУ проведены по следующей методике:

 

Мощность КУ для каждой подстанции:

,

 

где
После определения мощности КУ нужно проверить правильность вычисления :

 

Реактивная мощность каждой подстанции после компенсации определя­ется по выражению:

Новое значение коэффициента мощности нагрузки

.

Необходимая мощность батарей конденсаторов, устанавливаемых на каждой из подстанций, набирается параллельным включением серийно выпус­каемых комплектных установок, выбираемых по справочникам.

Ток, протекающий в линии в режиме максимальных нагрузок, рассчитан аналогично предыдущим вариантам.

 

Режим максимальных нагрузок

 

Допустимые потери напряжения, кВ

15% от 220 кВ

	р-1	р-3	р-2	1-5	5-4	4-3
Длина
	р-1	р-3	р-2	1-5	5-4	4-3
Мощность передаваемая МВА	43,00	56,33	22,07	9,89	2,29	12,18
Мощность передаваемая МВатт	32,94	51,04		2,94	8,10	11,04
Мощность передаваемая МВар	15,39	23,84	9,34	1,37	3,78	5,16
Номинальное напряжение кВ
Токи максимальные А	112,99			25,99	6,01	32,01
Расчетная площадь сечения	102,72	134,55	105,45	23,63	5,47	29,1
Стандартная площадь сечения
р-2 двуцепная
Параметры линии	р-1	р-3	р-2	1-5	5-4	4-3
Активное сопротивление Ом/кв	0,12	0,12	0,24	0,12	0,12	0,12
Реактивное сопротивление Ом/км	0,44	0,44	0,43	0,44	0,44	0,44
Длина линии км
Активное сопротивление Ом	4,72	3,42	3,66	4,13	3,19	3,89
Реактивное сопротивление Ом	17,4	12,62	6,41	15,23	11,75	14,36
	р-1	р-3	р-2	1-5	5-4	4-3
Потери напряжения кВ в элементах	1,92	2,16	1,21	0,15	0,32	0,53
путь	р-1	р-2	р-3	р-4	р-5
Потери напряжения пути кВ	1,92	1,21	2,16	2,39	2,07
По другому пути кольцевой				2,69	3,01

 

Потери напряжения для путей Р-4 и Р-5 рассчитаны как если для случая отсчета от линии РЭС-1, так и для случая отсчета от РЭС-3.

 

Послеаварийный режим

Отключение головного провода РЭС-1в кольце:

В случае аварии на головном участке кольца, схема становиться радиальной и расчет протекающих по линиям мощностей производится простым сложением мощностей. Для примера: мощность, протекающая по участку 54 складывается из мощностей подстанции №1 и №5.

 

Мощность, передаваемая в послеаварийном режиме при аварии на р-1
	р-1	р-3	р-2	1-5	5-4	4-3
Мощность передаваемая МВА		99,33	22,07	33,11	44,14	55,18
Мощность передаваемая МВатт
Мощность передаваемая МВар			9,34	14,01	18,68	23,35
Номинальное напряжение кВ
Токи, протекающие в послеаварийном режиме, А

 

провод АС-240/39; I_доп =610А; провод АС-120/19, I_доп =375 А;

Выбранные провода прошли проверку по допустимому току в послеаварийном режиме.

 

Послеаварийные потери в случае отключения р-1 и отключения у р-2 одной цепи
путь	р-1	р-3	р-2	1-5	5-4	4-3
Потери напряжения кВ в элементах		3,81	2,41	1,53	1,57	2,4
	р-1	р-2	р-3	р-4	р-5
Потери напряжения пути кВ	11,74	2,41	3,81	6,21	7,79
По потерям на напряжение проходит	Допустимые потери аварийные, кВ

 

Выбранные провода прошли проверку по допустимому току в послеаварийном режиме.

 

Мощность передаваемая в послеаварийном режиме при аварии на р-3

 

Потоки мощности и токи в послеаварийном режиме найдены аналогично предыдущим.

Мощность, передаваемая в послеаварийном режиме при аварии на р-3
	р-1	р-3	р-2	1-5	5-4	4-3
Мощность передаваемая МВА	99,33		22,07	66,22	55,185	44,14
Мощность передаваемая МВатт
Мощность передаваемая МВар	42,03		9,34	28,02	23,35	18,68
Номинальное напряжение кВ
Токи протекающие в послеаварийном режиме, А

 

провод АС-240/39; I_доп =610А; провод АС-120/19, I_доп =375 А;

Выбранные провода прошли проверку по допустимому току в послеаварийном режиме.

Послеаварийные потери в случае разрыва р-3
путь	р-1	р-3	р-2	1-5	5-4	4-3
Потери напряжения кВ в элементах	5,26	0,00	0,60	3,07	3,94	3,85
	р-1	р-2	р-3	р-4	р-5
Потери напряжения пути кВ	5,26	0,60	16,72	12,26	8,32
По потерям на напряжение проходит	Допустимые потери аварийные, кВ

Экономическое сравнение вариантов

На третьем этапе наиболее рациональные варианты схем и номинального напряжения сети подвергаются технико-экономическому сравнению по приведённым затратам. Каждый из этих вариантов разработан с выбором схем всех подстанций, с расчетом потерь электроэнергии, с определением параметров всех линий и трансформаторов и т. п.

В данном курсовом проекте не производится выбор определённых типов выключателей 35-220 кВ. При оценке стоимости ячеек выключателей руководствовались следующими соображениями: обычно на подстанциях с малым числом выключателей (ТО и менее) не рекомендуется установка воздушных выключателей. Учитываемое при сравнении вариантов схемы сети число ячеек выключателей на заданном источнике питания района принимается равным числу отходящих от него линий. Число ячеек выключателей, комплектов отделитёлей и короткозамыкателей подстанции проектируемой сети определяется по конкретным схемам этих подстанций в сравниваемых вариантах.

Принимается, что установка двух трансформаторов на понижающей подстанции обеспечивает надёжность электроснабжения, необходимую для потребителей 1 категории, и является экономически целесообразным решением для таких случаев. В связи с этим установка на подстанции трёх и более трансформаторов не рассматривается.

Номинальные мощности понижающих трансформаторов выбираются по условиям нормальных режимов работы и отключений одного из них.

Так как в данном проекте не учитываются конкретные графики нагрузок трансформаторов, то выбор их номинальных мощностей производится приближённо в нормальных режимах работы нагрузка трансформаторов, как правило, не должна быть больше номинальной, а при отключении одного из трансформаторов второй трансформатор не должен перегружаться более чем на 40% выше номинальной.

Условия выбора номинальной мощности трансформаторов для двухтрансформаторных подстанций:

,

где S _mах - максимальная нагрузка подстанции.

При определении технико-экономических показателей стоимость электрооборудования и его эксплуатации принимается по данным приложения 3, а стоимость потерь электроэнергии и недоотпущенной электроэнергии - на основании расчетов и задания на проект.

При сравнении вариантов по приведённым затратам в общем случае учитываются стоимости линий, ячеек выключателей, комплектов отделителей и короткозамыкателей, трансформаторов, КУ, отчисления на амортизацию, текущий и капитальные ремонты и обслуживание всего перечисленного выше электрооборудования, стоимость потерь электроэнергии в линиях и трансформаторах, а также стоимость недоотпущенной потребителям электроэнергии в тех вариантах, в которых имеются нерезервированные линии и (или) трансформаторы.

Все указанные технико-экономические показатели определяются лишь для тех частей схемы сети, в которых сравниваемые варианты отличаются друг от друга. В связи с этим допускается не учитывать заработную плату эксплуатационного персонала, принимая её примерно одинаковой во всех вариантах. При сравнении вариантов схемы сети с одним и тем же номинальным напряжением, с одинаковым числом трансформаторов на подстанциях и с одинаковым размещением КУ учитываются стоимости трансформаторов и КУ (нужных по условию баланса реактивной мощности), а также стоимость потерь электроэнергии в трансформаторах.

После определения приведённых затрат сравниваемых вариантов производится окончательный выбор экономически целесообразной схемы и номинального напряжения сети.

Вариант 1

Так как потребители первой категории есть на каждой подстанции, то на всех трансформациях напряжений будут устанавливаться два трансформатора. Установка более двух трансформаторов не целесообразна.

Номинальная мощность трансформатора не учитывает графиков нагрузки, выбираем приближенно.

В нормальном режиме нагрузка трансформатора не должна быть больше номинальной, а при отключении одного трансформатора, второй не должен перегружаться более 40% от номинальной мощности.

 

1) Выбор трансформаторов, по условию возможной 40% перегрузки трансформаторов в послеаварийном режиме:

.

;

;

;

;

.

2) Определяем капитальные затраты на трансформаторы, устанавливаемые на подстанциях.

1991 год	Цена тыс руб	Кол-во в сети	кол-во на подст	Стоимость
ТРДН 40 000 /110
ТРДН 25 000/110
ТДН 10 000/110
Стоимость для Сибири	2644,8
Для 2013 года	210817,008

 

Т – трансформатор напряжения трехфазный;

Р – с расщепленной обмоткой;

Д – принудительная циркуляция воздуха и естественная циркуляция масла;

Н – регулировка напряжения под нагрузкой.

 

Поправочный коэффициент для Сибири равен 1,2

Фактические индексы к 01.01.91г. с учетом НДС на Декабрь 13 равен 79,71

 

3) Выбор ВЛ и определение капитальных затрат на их сооружение. Район по гололеду -I по условию задания на всех участках. Выбираем стальные двуцепные опоры согласно схеме, напряжения 110 кВ:

К_л. = К_л.уд ∙ l_{л .}, тыс. руб.

 

	5-2	4-2	3-рэс	1-2	2-рэс
Напряжение
Число цепей
Сечение
Длина
Удельный коэффициент строительства
Стоимость строительства линий
Для Сибири		1996,8	2227,2	1766,4
В сумме по линиям
Для 2013 года

 

тыс. руб.

Для двуцепных линий сечением до 150 мм² удельный коэффициент строительства равен 64 тыс. руб/км. С сечением от 185 до 240 для двуцепной линии удельный коэффициент строительства равен 72 тыс. руб/км

 

4) Выбор ОРУ и определение капитальных затрат на их сооружение. На п/ст. 1, 2, 3.4,5 устанавливаются ОРУ-110 кВ. Устанавливаем на данных ОРУ ячейки с элегазовыми выключателями на отключаемый ток выше 30 кА, при U_ном = 110 кВ –290 тыс. руб(цены 1991 г.). Общее количество выключателей составляет n = 20 шт на 110 кВ. Должны учесть выключатели и на НН,в различающихся частях схемы. Общее количество выключателей составляет n =16шт на 10 кВ.

ОРУ	Стоимость одного	кол-во	стоимость	Для Сибири	В2013 году
110 кВ
10 кВ	4,60
Сумма

Тыс. руб.

5)Определяем постоянную часть затрат по подстанциям.

Постоянная часть затрат по ПС 35-1150 кВ

с открытой установкой оборудования (цены 1991 г.)

Для двухобмоточных трансформаторов.

Напряжение, кВ/кВ	Схема ПС на стороне ВН	Стоимость, тыс. руб.
110/10;	Без выключателей
	Мостик
	Сборные шины

 

Для п/ст 1, 2,3,4,5:

тыс. руб;

6) Определяем общие капитальные затраты электрической схемы варианта1.

тыс. руб.

7) Определяем ежегодные издержки на амортизацию и обслуживание элементов электрической сети в % от капитальных затрат.

Издержки	До 150 кВ
Линий	2,8%
ОРУ	9,4%
Трансформаторов	9,4%

 

а) Ежегодные издержки на амортизацию и обслуживание ВЛ определяем по [4] табл. 14, где процент издержек для ВЛ-110 кВ на стальных опорах составляет 2,8 % от капитальных затрат на сооружение ВЛ. Следовательно:

тыс. руб.

б) Ежегодные издержки на амортизацию и обслуживание ОРУ, трансформаторов. Процент издержек для ОРУ и трансформаторов для U_ном =110 кВ – 9,4%. Следовательно:

тыс. руб.;

тыс. руб.

в) Определяем суммарные ежегодные издержки на амортизацию и обслуживание элементов электрической сети варианта 1:

тыс. руб.

8) Определяем годовые потери электроэнергии в сети:

час.

- суммарные потери активной мощности в сети варианта 1,

где - суммарные потери в линии;

суммарные потери в трансформаторах.

 

а) Потери активной мощности в линиях сети для 1 варианта:

МВт.

б) Определяем потери активной мощности в трансформаторах сети варианта 1:

;

.

п/ст 1: кВт;

п/ст 2: кВт;

п/ст 3: кВт;

п/ст 4: кВт;

п/ст 5: кВт.

кВт.

.

п/ст 1: кВт;

п/ст 2: кВт;

п/ст 3: кВт;

п/ст 4: кВт;

п/ст 5: кВт.

75,559+60+134,4+46,88+46,88= 363,711 кВт.

Тогда суммарные потери в трансформаторах сети варианта 1 составляют:

;

в) Следовательно, суммарные потери активной мощности в сети варианта 1

2570+617,7=3188 кВт.

Годовые потери электроэнергии в сети:

=2,57 МВт· 3090,8ч= 7943 МВт ч;

=254·8760+363,7· 3090,8= 3349 МВт ч.

МВт/ч.

9) Определяем издержки на потери электроэнергии в сети варианта 1:

коп. = 9,034 млн. руб.

10) Определяем суммарные ежегодные издержки варианта 1:

руб.

 

11) Определяем полные приведённые затраты варианта 1:

тыс. руб. или 330 млн. руб.

Вариант 2

1) Выбор трансформаторов, по условию возможной 40% перегрузки трансформаторов в послеаварийном режиме:

.

;

;

;

;

.

2) Определяем капитальные затраты на трансформаторы, устанавливаемые на подстанциях.

 

1991 год	цена тыс руб	кол-во в сети	кол-во на подст.	Стоимость	Стоимость для Сибири	Для 2013 года
ТРДН 40 000 /220						153043,2
АТДЦТН 63 000 /220/110					1293,6	103112,9
ТДН 10 000 /110					710,4	56625,98
Суммарная стоимость трансформаторов, тыс. руб.	312782,04

 

3) Выбор ВЛ и определение капитальных затрат на их сооружение. Район по гололеду I по условию задания на всех участках. Выбираем стальные опоры одноцепные и двухцепные согласно схеме, напряжения 220 и 110 кВ:

К_л. = К_л.уд ∙ l_{л .}, тыс. руб.

Линия	р-1	р-3	1-2	2-3	2-5	2-4
Напряжение
Число цепей
Сечение
Длина
Удельный коэффициент строительства
Стоимость строительства линий
Через поправочный коэффициент Сибири		1879,2	1490,4	2203,2	2227,2	1996,8
В сумме по линиям, тыс. руб.	12388,8
Для 2013 года, тыс. руб.	987511,248

 

4) Выбор ОРУ и определение капитальных затрат на их сооружение. На п/ст..4,5 устанавливаются ОРУ-110 кВ, на п/ст 1,2 и 3 устанавливаются ОРУ-220 кВ. Устанавливаем на данных ОРУ ячейки с элегазовыми выключателями, на отключаемый ток выше 30 кА, при U_ном = 110 кВ – 290 тыс. руб, при U_ном = 220 кВ – 600 тыс. руб.

 

ОРУ	Стоимость одного	кол-во	стоимость	Для Сибири	В 2013 году
110 кВ					332868,96
10 кВ	4,60		41,4	49,68	3959,9928
220 кВ					516520,8
110 220 - элегазовые
10 - масляные
Сумма стоим. Выкл. Тыс. руб.	853349,7528

 

5)Определяем постоянную часть затрат по подстанциям. Постоянная часть затрат по подстанциям приведена в [4] табл. 13 в зависимости от напряжения подстанции и схемы электрических соединений на стороне ВН.

 

Постоянная часть затрат по ПС 35-1150 кВ

с открытой установкой оборудования (цены 1991 г.)

Напряжение, кВ/кВ	Схема ПС на стороне ВН	Стоимость, тыс. руб.
110/10;
	Сборные шины
220/10;
	Мостик
220/110
	Мостик, четырехугольник

 

Постоянные затраты
напряжение	кол-во	стоимость, тыс.руб.	Для Сибири	В 2013 году
220/10 кВ				58347,72
110/10 кВ				46869,48
220/110 кВ			⇐ Предыдущая12345678910Следующая ⇒ Поделиться с друзьями: Дата добавления: 2017-02-25; Мы поможем в написании ваших работ!; просмотров: 783 | Нарушение авторских прав Поиск на сайте: Лучшие изречения: Не будет большим злом, если студент впадет в заблуждение; если же ошибаются великие умы, мир дорого оплачивает их ошибки. © Никола Тесла ==> читать все изречения... 2012 - | 1803 - © 2015-2024 lektsii.org - Контакты - Последнее добавление

Ген: 0.35 с.