Список основной литературы. Содержание Введение Практическое занятие 1

Содержание

Введение
Практическое занятие 1. Расчет баланса активной и реактивной мощности
Практическое занятие 2. Выбор и расстановка компенсирующих устройств
Практическое занятие 3. Выбор номинального напряжения линий
Практическое занятие 4. Выбор сечений линий электропередачи по экономическим интервалам тока
Практическое занятие 5. Проверка сечений линий по нагреву
Практическое занятие 6. Выбор номинальной мощности и числа трансформаторов на подстанции
Практическое занятие 7. Расчет потерь электроэнергии по времени наибольших потерь
Практическое занятие 8. Определение капитальных вложений
Практическое занятие 9. Технико-экономическое сравнение вариантов
Список рекомендуемой литературы

Введение

Задача проектирования энергосистем состоит в разработке и технико-экономическом обосновании решений, определяющих развитие энергосистем, обеспечивающих при наименьших затратах снабжение потребителей электрической и тепловой энергией при выполнении технических ограничений по надежности электроснабжения и качеству электроэнергии.

На различных этапах проектирования электрических сетей решаются разные по составу и объему задачи, которые имеют следующее примерное содержание:

анализ существующей сети рассматриваемой энергосистемы (района, города, объекта), включающий ее рассмотрение с точки зрения загрузки, условий регулирования напряжения, выявления «узких мест» в работе;

определение электрических нагрузок потребителей и составление балансов активной мощности по отдельным подстанциям и энергоузлам, обоснование сооружения новых понижающих подстанций;

выбор расчетных режимов работы электростанций (если к рассматриваемой сети присоединены электростанции) и определение загрузки проектируемой электрической сети;

электрические расчеты различных режимов работы сети и обоснование схемы построения сети на рассматриваемые расчетные уровни;

составление баланса реактивной мощности и выявление условий регулирования напряжения в сети, обоснование пунктов размещения компенсирующих устройств, их типа и мощности;

сводные данные по намеченному объему развития электрической сети, натуральные и денежные показатели, очередность развития.

 

Практическое занятие 1

Расчет баланса активной и реактивной мощности.

Теоретическая часть

Потребление активной мощности в проектируемой сети в период наибольших нагрузок слагается из заданных нагрузок в пунктах потребления электроэнергии и потерь мощности в линиях, понижающих трансформаторах и автотрансформаторах.

Источниками активной мощности в электроэнергетических системах являются электрические станции. Установленная мощность генераторов-электростанций должна быть такой, чтобы покрыть все требуемые нагрузки с учетом потребителей собственных нужд станций и потерь мощности в элементах сети, а также обеспечить необходимый резерв мощности в системе.

Вся установленная активная мощность определяется по формуле:

 

(1.1)

 

Р^ус_эс – установленная активная мощность электростанции;

К_{о (р)} – коэффициент одновременности максимума нагрузки; в данном

К_{о (р)}= 0,95¸0,96.

å Р_{нб i} – сумма всех активных мощностей нагрузок;

åD Р_сети – активные потери мощности в сети;

Р_сн – мощность собственных нужд;

Р_рез – оперативный резерв мощности электростанций.

Нагрузка собственных нужд зависит от типа электрической станции и может быть ориентировочно принята для КЭС – 3¸8 %, для ТЭЦ– 8¸11%, для АЭС– 5¸8% и для ГЭС 0,3¸3% от установленной мощности генераторов электрической станции и может быть принята

(1.2)

Оперативный резерв обосновывается экономическим сопоставлением ущербов от вероятного недоотпуска электроэнергии при аварийном повреждении агрегатов на электростанции с дополнительными затратами на создание резерва мощности. Ориентировочно резервная мощность электростанций должна составлять 10¸12% от суммарной установленной мощности генераторов, но быть не менее минимальной мощности наиболее крупного из генераторов, питающих рассматриваемых потребителей, т.е. рассчитывается по выражению:

(1.3)

При проектировании электрических сетей баланс реактивной мощности составляют в два этапа.

На первом этапе находят общее потребление реактивной мощности сети с приближенной оценкой потерь реактивной мощности в сети по формуле:

 

(1.4)

K_o(Q) – коэффициент несовпадения максимумов реактивной мощности (принимают равным 0,98);

Q_{нб i} –наибольшая реактивная нагрузка узла i;

åD Q_{тр S} –суммарные потери реактивной мощности в трансформаторах.

–потери реактивной мощности в линии l напряжением 220-330 кВ;

– реактивная мощность генерируемая линией l напряжением 220-330 кВ;

l –номера линий в рассматриваемой сети (l =1,2,…, k)

Суммарная наибольшая реактивная нагрузка сетевого района определяется с учетом возможности несовпадения по времени суток реактивных нагрузок отдельных пунктов потребления электроэнергии ().

Суммарная реактивная нагрузка района определяется по следующему выражению:

, (1.5)

где .

Для оценки потерь реактивной мощности в трансформаторах можно принять, что при каждой трансформации напряжения потери мощности составляют приблизительно 10% от передаваемой через трансформатор полной мощности.

(1.6)

где – количество трансформаций напряжения от источника до потребителей в i-ом пункте сети;

– полная мощность нагрузки.

Задание 1

На рисунке 1.1 показана схема варианта вновь проектируемой сети. Нагрузки подстанций равны: =36 МВт, 39 МВт, МВт, =17 МВт, 41 МВт. Рассчитать баланс активной и реактивной мощности в сети.

Рисунок 1.1 – Схема вновь проектируемой сети

Решение:

Определим суммарную нагрузку сети:

МВт.

По выражению (1.1) определим установленную мощность станций, где К_{о (р)} принимаем равным 0,95:

МВт.

Вычислим реактивную и полную мощность нагрузки подстанций:

Мвар;

Мвар;

Мвар;

Мвар;

Мвар;

МВА;

МВА;

МВА;

МВА;

МВА.

Суммарную реактивную и полную мощность нагрузки района рассчитаем по выражению (1.5):

Мвар;

Мвар.

Общее потребление реактивной мощности в сети определим по выражению (1.4):

Мвар.

Вопросы к практическому занятию

1. Какова связь между балансом активной мощности и регулированием частоты?

2. Что понимается под резервом мощности и энергии системы и каковы задачи этих резервов?

3. Какова связь между балансом реактивной мощности и регулированием напряжения?

Практическое занятие 2

Выбор и расстановка компенсирующих устройств

Теоретическая часть

Основным источником реактивной мощности в сети является электрическая станция. Установленная реактивная мощность станции определяется по формуле:

, (2.1)

где Q^ус_эс – установленная реактивная мощность электрической станции;

tgj _эс – определяется через заданный коэффициент мощности электростанции.

Полученное значение наибольшей потребляемой реактивной мощности сравнивается со значением Q^ус_эс. В случае Q_нб < Q^ус_эс необходимость в установке компенсирующих устройств в узлах проектируемой сети отсутствует, т.к. системные источники мощности полностью покрывают всю потребность в ней.

При Q_å>Q^ус_эс в проектируемой сети должны быть установлены КУ, суммарная мощность которых определяется из выражения:

Q_ку = Q _å – Q^ус_эс (2.2)

Основным типом КУ являются конденсаторные батарей, подключаемые в электрических сетях 6-10кВ, питающихся от п/ст проектируемой сети. Вместе с тем, на крупных узловых п/ст с номинальным напряжением U=110-220кВ и более устанавливаются синхронные компенсаторы или статические тиристорные компенсаторы.

При незначительной разнице в электрической удаленности подстанций от источника питания в сети одного номинального напряжения расстановка КУ может производится по условию равенства коэффициентов мощности нагрузок на шинах 10 кВ, удовлетворяющему требованию баланса реактивной мощности в проектируемой сети

(2.3)

где – число узлов в сети, в которых предполагается установка компенсирующих устройств.

Тогда мощность конденсаторной батареи в каждом из рассмотренных узлов определяется в соответствии с выражением

(2.4)

Компенсация реактивной мощности оказывает существенное влияние на экономические показатели функционирования электрической сети, так как позволяет снизить потери активной мощности и электроэнергии в элементах сети.

В реальных сетях обычно используется нормативный метод. При выполнении норм экономически целесообразной компенсации реактивной мощности у потребителей , на шинах 10кВ подстанций должен быть доведен до значений представленных в таблице 2.1.

Таблица 2.1 – Нормативные коэффициенты

	Значение на шинах 6-20 кВ при высшем напряжении подстанции, кВ
	110-150	220-330
Северо-Запада, Центра, Средней Волги, Юга	0,25	0,3	0,4
Северного Кавказа, Урала, Сибири	0,3	0,37	0,49

 

Исходя из этого условия на каждой подстанции должны быть установлены конденсаторные батареи мощностью:

(2.5)

Число батарей БСК на шинах 6-10 кВ должно быть четным и определяется выражением:

(2.6)

где – мощность, выдаваемая батареей при напряжении , принимается по справочным данным.

Задание 2

По результатам задания 1 выбрать мощность компенсирующих устройств на подстанциях. Коэффициенты мощности нагрузок всех подстанций одинаковы и равны =0,8. Коэффициент мощности системы, в которую входит проектируемая сеть, равен =0,9.

Решение:

Определим установленную реактивную мощность станции по выражению (2.1):

Мвар.

Суммарная мощность устанавливаемых КУ рассчитывается по (2.2):

Мвар.

По таблице 2.1 для района Северного Кавказа найдем значение экономически обоснованного .

Таким образом, для каждой п/ст вычислим необходимую мощность КУ по формуле (2.5):

Мвар;

Мвар;

Мвар;

Мвар;

Мвар.

В соответствии с выражением (2.6) определим мощность и количество КУ на каждой п/ст. Мощность КУ возьмем из таблицы 5.4 [1.5].

;

;

;

;

.

На п/ст 2 устанавливаем 8 БК типа УК-10,5-1800;

на п/ст 3 устанавливаем 8 БК типа УК-10,5-1800;

на п/ст 4 устанавливаем 4 БК типа УК-10,5-2250;

на п/ст 5 устанавливаем 2 БК типа УК-10,5-3150;

на п/ст 6 устанавливаем 8 БК типа УК-10,5-1800.

Результаты расстановки компенсирующих устройств сведем в таблицу 2.1:

Таблица 2.1 – Результат расстановки КУ

№ п/ст	, Мвар	, Мвар	, МВт	, Мвар	, Мвар
	13,68	14,4			12,6	0,94
	14,82	14,4		29,25	14,85	0,93
	8,36			16,5	7,5	0,95
	6,46	6,3		12,75	6,45	0,93
	15,58	14,4		30,75	16,35	0,93

 

Вопросы к практическому занятию

1. В чем состоят особенности выработки реактивной мощности на электростанциях?

2. Каково назначение батарей конденсаторов и синхронных компенсаторов в электрических сетях?

3. Каковы критерии расстановки КУ?

 

Практическое занятие 3

Выбор номинального напряжения линий

Теоретическая часть

Номинальное напряжение можно предварительно определить по известным передаваемой мощности Р, МВт, и длине линии , км, по формуле Стилла:

. (3.1)

Эта формула приемлема для линий длиной до 250 км и передаваемых мощностей, не превышающих 60 МВт. В случае больших мощностей, передаваемых на расстояние до 1000 км, используется формула А. М. Залесского:

. (3.2)

Г. А. Илларионов предложил для предварительного определения следующее выражение:

. (3.3)

В отличие от эмпирических выражений (3.1), (3.2) формула (3.3) дает удовлетворительные результаты для всей шкалы номинальных напряжений от 35 до 1150 кВ.

Задание 3

Для вновь проектируемой сети, рассмотренной в заданиях 1 и 2, определить ориентировочное значение номинального напряжения линий. На рисунке 1.1 показана схема варианта, где длины линий указаны в километрах. Нагрузки подстанций равны: МВт, =17 МВт, =36 МВт, 39 МВт, =41 МВт.

Решение:

Найдем по первому закону Кирхгофа мощности в линиях, МВт:

= 41 + 17 + 22 = 80;

=41+17=58; =41; = 36 + 39 = 75;

= 39.

Номинальное напряжение можно предварительно определить по эмпирическому выражению (3.1). Напряжения, кВ, определенные по этому выражению, для линий сети равны

,

,

,

,

.

Ближайшим стандартным напряжением является 150 кВ.

По кривым на рисунке 6.5 [2.1] получим, что значения и попадают в область выше кривой 7, для которой ориентировочное номинальное напряжение сети 150 кВ. По таблице 6.5 [2.1] также получим =150 кВ для сети на рисунке 6.5,е. Таким образом, эмпирическое выражение (3.1), кривые на рисунке 6.5 и таблица 6.5 [2.1] дают одну и ту же приближенную оценку значения . Однако номинальное напряжение 150 кВ не рекомендуется применять во вновь проектируемых сетях. Поэтому надо сравнить по приведенным затратам варианты использования сетей с номинальным напряжением 110 и 220 кВ.

Вопросы к практическому занятию

1. От каких факторов зависит экономически целесообразное номинальное напряжение проектируемой сети?

2. Что понимается под средней дальностью передачи?

3. Каковы преимущества и недостатки применения более высокого номинального напряжения?

Практическое занятие 4

Выбор сечений линий электропередачи по экономическим интервалам тока

Теоретическая часть

При использовании экономических интервалов тока необходимо уточнение понятия наибольшего тока линии. Сечения проводов надо выбирать по расчетной токовой нагрузке линии , которая определяется по выражению

I_p=I_Нб· α _i· α _T, (4.1)

Где I_Нб – ток линии на пятый год ее эксплуатации в нормальном режиме, определяемый для системообразующих линий основной сети по расчетным длительным потокам мощности. Для линий распределительной сети I_p определяется расчетом потокораспределения при прохождении максимума нагрузки энергосистемы;

α _i – коэффициент, учитывающий изменение нагрузки по годам эксплуатации линии. Для линий 110–220 кВ значение α _i может быть принято равным 1,05, что соответствует математическому ожиданию этого коэффициента в зоне наиболее часто встречающихся темпов роста нагрузки.

– коэффициент, учитывающий число часов использования максимальной нагрузки линии и коэффициент ее попадания в максимум энергосистем (таблица 4.1).

Таблица 4.1 – Усредненные значения коэффициента α_T

Напряжение ВЛ, кВ	Коэффициент участия в максимуме энергосистемы, Д,	Значение коэффициента а, при числе часов использования максимума нагрузки линии, Tmax, час/год
до 4000	4000-6000	более 6000
35-330	1,0	0,8	1,0	1,3
0,8	0,9	1,2	1,6
0,6	1,1	1,5	2,2
	1,0	0,7	0,9	1,1
0,8	0,8	1,0	1.4
0,6	0,9	1,4	1,9

 

Для линий с максимумом нагрузки летом или в часы снижения нагрузки энергосистемы (при К_м < 0,5) I_Нб принимается по максимальной нагрузке линии, а α _Т – равным 0,4.

Экономические интервалы тока для выбора сечений проводов воздушных линий 35–750 кВ приведены в [2.2, таблица 7.8] в зависимости от напряжения, расчетной токовой нагрузки, определенной по (4.1), района по гололеду, материала опор и количества цепей в линии. Таблица составлена для всех стандартных сечений проводов для четырех регионов нашей страны.

Задание 4

На рисунке 4.1, а и б показаны варианты схем проектируемой сети с номинальным напряжением 110 кВ. Длины линий в километрах указаны на рисунках. Нагрузки и коэффициенты мощности всех подстанций принять по результатам выбора компенсирующих устройств (задание 2).

Выбрать сечения сталеалюминиевых проводов по экономическим интервалам тока, принимая для всех подстанций одно и то же время наибольшей нагрузки =3800 ч.

Рисунок 4.1– варианты схемы сети

Решение:

Вариант 1. Определим распределение мощности в проектируемой сети по первому закону Кирхгофа:

= 36 + 39 = 75 МВт; = 39 МВт; МВт;

МВт; = 41 МВт.

= 12,6 + 14,85 = 27,45 Мвар; = 14,85 Мвар; Мвар;

Мвар; = 16,35 Мвар.

В нормальном режиме работы сети наибольший ток в каждой цепи линии равен

;

Расчетную токовую нагрузку цепи определим по формуле (4.1), где =1,05; = 0,8:

=176,1 А;

= 92,0 А;

= 188,6 А;

= 137,4 А;

=97,3 А.

По [2.2, таблица 7.8] выбираем сечения сталеалюминиевых проводов: = 185 мм²; = 120 мм²; = 185 мм²; = 120 мм²;

= 120 мм².

Вариант 2. Для кольца 1231 находим сначала активные мощности на головных участках по активным мощностям и длинам линий:

;

где =23+50=73 км; =50 км; 103 км;

=44,45 МВт;

=30,55 МВт.

Правильность найденных значений и подтверждается следующей проверкой:

+ =44,45+30,55= =75 МВт.

Мощность в линии 23 определим в соответствии с первым законом Кирхгофа:

= 44,45–36 = 8,45 МВт.

Аналогично активным мощностям рассчитаем реактивные потоки мощности.

=16,14 Мвар;

=11,31 Мвар;

= 16,14–12,6 = 3,54 МВт.

Мощности в линиях 14, 45 и 56 те же, что и в варианте 1

Таблица 4.2 – Результаты расчета и выбора сечений для варианта 2

Линия
Расчетный наибольший ток цепи линии , А	248,2	48,1	171,0	224,5	163,5	115,8
Расчетная токовая нагрузка цепи линии , А	208,5	40,4	143,6	188,6	137,4	97,3
Сечение провода, мм2

Вопросы к практическому занятию

1. От каких факторов зависит расчетная токовая нагрузка?

2. В чем существо метода экономических интервалов для определения сечений проводов?

3. Каковы условия проверки выбранных проводов?

 

Практическое занятие 5

Проверка сечений линий по нагреву

Теоретическая часть

Выбранное сечение провода должно быть проверено по допустимой токовой нагрузке по нагреву I_доп:

I_р.н. ≤ I_доп., (5.1)

где I_р.н. – расчетный ток для проверки проводов по нагреву (средняя токовая нагрузка за полчаса); при этом расчетными режимами могут являться нормальные или послеаварийные режимы, а также периоды ремонтов других элементов сети, возможных неравномерностей распределения нагрузки между линиями и т. п.

При практических расчетах определяют значение допустимого тока по таблицам [2.1, таблица П.9; 2.2, таблица 7.12]. К этой величине вводят поправку на температуру окружающей среды :

. (5.2)

Допустимые длительные токи и мощности для неизолированных проводов марок АС и АСК приведены в таблице 7.12 [2.2], а поправочные коэффициенты на температуру воздуха для неизолированных проводов – в таблице 7.13 [2.2].

Задание 5

Проверить по условиям нагрева выбранные в задании 4 сталеалюминиевые провода при фактической температуре среды +15 °С.

Решение:

Вариант 1. В нормальном режиме наибольшие токи в линиях равны =209,6 А; 109,5 А; =224,5 А; =163,5 А; =115,8 А.

По таблице П.9 [2.1] находим длительный допустимый ток для неизолированных сталеалюминиевых проводов и определяем длительно допустимые токи по нагреву с учетом поправки на температуру воздуха (5.2):

где =1,11;

=510 = 566,1 А;

=390 = 432,9 А;

=510 = 566,1 А;

=390 = 432,9 А;

=390 = 432,9 А.

Для всех участков условие (5.1) выполняется, и, следовательно, выбранные провода удовлетворяют условиям нагрева в нормальном режиме.

Проверим выбранные провода по условию нагрева в послеаварийном режиме. Наибольшая токовая нагрузка в послеаварийном режиме будет иметь место при отключении одной цепи линии. В этом случае

При сравнении наибольшего тока в послеаварийном режиме с длительно допустимым током по нагреву выполняется неравенство и, следовательно, выбранные провода удовлетворяют условию допустимого нагрева в послеаварийном режиме.

Вариант 2. Наибольшие токи в линиях 12, 23, 13 равны 248,2 А; =48,1 А; =171,0 А.

Наибольшие токи в линиях 14, 45, 56 в нормальном, послеаварийном режимах и длительно допустимые токи по нагреву те же, что и в варианте 1.

Определим наибольшие токи, протекающие по линиям 12, 13, 23 в послеаварийном режиме. Для этого определим потоки мощности в линиях при отключении участка 12:

= 36 + 39 = 75 МВт; = 36 МВт.

= 12,6+ 14,85 = 27,75 МВт; = 12,6 МВт.

Наибольшие токи в послеаварийном режиме:

При отключении линии 13 распределение мощностей будет следующим:

= 36 + 39 = 75 МВт; = 39 МВт.

= 12,6+ 14,85 = 27,75 МВт; = 14,85 МВт.

Наибольшие токи в этом послеаварийном режиме равны

Рассчитанные наибольшие токи нормального, послеаварийного режимов и длительно допустимые токи по нагреву имеют следующие значения представленные в таблице 5.1.

 

Таблица 5.1 – Проверка выбранных сечений проводов по нагреву

Линия
Наибольший ток линии в нормальном режиме, А	248,2	48,1	171,0	262,4	190,3	134,5
Наибольший ток линий в послеаварийном режиме, А	419,2	200,2	419,2	449,0	327,1	231,7
Длительно допустимый ток по нагреву, А.	566,1	294,2	499,5	566,1	432,9	432,9

При сравнении приведенных выше данных видно, что условие (5.1) выполняется как для нормального, так и для послеаварийного режимов и сечения выбранных проводов увеличивать не надо.

 

Вопросы к практическому занятию

1. Чем обусловлена допустимая температура для кабелей и проводов?

2. Какие режимы работы проводов должны проверяются по допустимому току?

3. Каким образом учитываются условия прокладки проводов и кабелей?

Практическое занятие 6

Выбор номинальной мощности и числа трансформаторов на подстанции

Теоретическая часть

Выбор числа трансформаторов на подстанции определяется категорийностью потребителя. Понизительные подстанции желательно выполнять с числом трансформаторов не более двух. Для потребителей третьей и частично второй категории возможно рассмотрение варианта установки одного трансформатора при наличии резервного питания от соседней трансформаторной подстанции.

В системах электроснабжения промышленных предприятий мощность силовых трансформаторов должна обеспечить в нормальных условиях питание всех приемников. При выборе мощности трансформаторов следует добиваться как экономически целесообразного режима работы, так и соответствующего обеспечения резервирования питания приемников при отключении одного из трансформаторов. При этом следует помнить, что на однотрансформаторной подстанции определяющим является нормальный режим работы, на двухтрансформаторной подстанции определяющий режим – послеаварийный.

Мощность трансформатора на двухтрансформаторной подстанции можно выбирать двумя способами: по заданной мощности подстанции; по графику нагрузки.

Мощность трансформатора на подстанции в соответствии с /1/ определяется:

(6.1)

где – номинальная мощность трансформатора;

– максимальная нагрузка подстанции с учетом компенсирующих устройств.

Расчетная мощность трансформаторов, полученная по (6.1), округляется до ближайшей стандартной мощности .

Задание 6

Выбрать силовые трансформаторы для проектируемой сети по условиям задания 2. Состав потребителей по категориям на всех п/ст одинаков и составляет: 40% I категория, 40% II категория, 20% III категория.

Решение:

Так как в предлагаемых вариантах напряжения всех подстанций равны 110 кВ, в обоих вариантах предусматриваем установку на п/ст двух трансформаторов.

Рассчитаем необходимую мощность силовых трансформаторов:

МВА;

МВА;

МВА;

МВА;

МВА.

При превышении допустимой аварийной перегрузки, которая согласно [1.6] составляет 40% в срок до 5 суток при продолжительности перегрузки не более 6 часов за каждые сутки, необходимо предусмотреть отключение части потребителей III категории.

Поэтому принимаем к установке следующие трансформаторы:

п/ст 2 – ТРДН-25000/110/10;

п/ст 3 – ТРДН-40000/110/10;

п/ст 4 – ТДН-16000/110/10;

п/ст 5 – ТДН-16000/110/10;

п/ст 6 – ТРДН-40000/110/10.

Вопросы к практическому занятию

1. Чем определяется выбор числа трансформаторов на подстанции?

2. Что такое перегрузочная способность трансформаторов?

3. От каких параметров работы трансформатора зависит его перегрузочная способность?

Практическое занятие 7

Расчет потерь электроэнергии по времени наибольших потерь

Теоретическая часть

Одним из наиболее простых методов определения потерь является расчет потерь электроэнергии по времени наибольших потерь. Из всех режимов выбирается режим, в котором потери мощности наибольшие. Рассчитывая этот режим, определяем потери мощности в этом режиме . Потери энергии за год получаем, умножая эти потери мощности на время наибольших потерь t:

(7.1)

Время наибольших потерь - это время, за которое при работе с наибольшей нагрузкой потери электроэнергии были бы те же, что и при работе по действительному графику нагрузки.

Время наибольшей нагрузки - это время в часах, за которое при работе с наибольшей нагрузкой потребитель получил бы то же количество электроэнергии, что и при работе по реальному графику.

Для графиков пиковой формы величина t определяется по следующей эмпирической формуле:

(7.2)

Формула (7.2) может применяться только для года.

Задание 7

Рассчитать потери электроэнергии в вариантах проектируемой сети по результатам задания 4.

Решение:

Вариант 1. Рассчитаем сопротивления линий:

Ом;

Ом;

Ом;

Ом;

Ом.

Далее найдем потери мощности в линиях:

МВт;

МВт;

МВт;

МВт;

МВт.

По выражению (7.2) определим время наибольших потерь:

ч.

Окончательно получаем потери активной энергии за год по (7.1):

МВт×ч.

Проведем аналогично расчет для второго варианта.

Вариант 2. Потери в линиях 14, 45, 56 те же, что и в варианте 1. Определим сопротивления линий 12, 23 и 13:

Ом;

Ом;

Ом.

Далее найдем потери мощности в линиях:

МВт;

МВт;

МВт.

Окончательно получаем потери активной энергии за год по (7.1):

МВт×ч.

Вопросы к практическому занятию

1. Дайте определение времени наибольших нагрузок?

2. Что такое время наибольших потерь?

3. Для каких расчетных периодов может применятся метод времени наибольших потерь?

Практическое занятие 8

Определение капитальных вложений

Теоретическая часть

Суммарные капитальные затраты определяются по выражению:

К=К_л+К_п/ст (8.1)

где: К_л – капитальные вложения идущие на сооружение ЛЭП;

К_п/ст – капитальные вложения на сооружение подстанций.

К_л=К ₀ l, (8.2)

где: К ₀ – удельная стоимость сооружения ЛЭП (таблица 9.5 [1.3]);

l – длина ЛЭП.

К_п/ст=К_пост+К_ору+К_вык+К_тр, (8.3)

где: К_пост – постоянная часть затрат на сооружение подстанции (таблица 9.35 [1.3]);

К_ору – стоимость сооружения ОРУ (таблица 9.14 [1.3]);

К_вык – стоимость ячейки с выключателем (таблица 9.15 [1.3]).

К_тр – стоимость трансформаторов (таблица 9.19 [1.3]).

Задание 8

Рассчитать капитальные вложения для двух вариантов проектируемой сети по результатам задания 5.

Решение:

1 Вариант.

Таблица 8.1 – Исходные данные для технико-экономического расчета варианта 1

№ линии	, А	, Ом	, мм2	, км	, тыс.руб/км
	209,6	4,86			23,6
	109,5	5,73			20,4
	224,5	3,65		22,5	23,6
	163,5	5,60		22,5	20,4
	115,8	7,47			20,4

Определим капитальные вложения в ЛЭП в соответствии с (8.3), при расчете учтем поправочный коэффициент удорожания:

млн. руб.

При расчете капитальных вложений на подстанциях в данном задании не будем учитывать стоимость трансформаторов, так как в обоих вариантах установлены одинаковые трансформаторы.

По рисунку 4.8 [3] для разомкнутой сети принимаем схему 4Н “два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линии”, стоимость которой составляет:

тыс. руб.

тыс. руб.

А также стоимость ячейки ОРУ с элегазовым на напряжение 110кВ составляет тыс. руб.

Таким образом, можем найти капитальные вложения на подстанции по (8.4):

млн. руб.

Суммарные капвложения:

млн. руб.

Аналогично проведем расчет для варианта 2.

Вариант 2.

Таблица 8.2– Исходные данные для технико-экономического расчета варианта 2

№ линии	, А	, Ом	, мм2	, км	, тыс.руб/км
	248,2	4,86			13,8
	48,1	9,87			14,6
	171,0	9,90			13,2
	224,5	3,65		22,5	23,6
	163,5	5,60		22,5	20,4
	115,8	7,47			20,4

Определим капитальные вложения в ЛЭП в соответствии с (8.3), при расчете учтем поправочный коэффициент удорожания:

млн. руб.

По рисунку 4.8 [3] для замкнутой сети принимаем схему 5Н “ Мостик с выключателями в цепях линий и ремонтной перемычкой со стороны линий ”, стоимость которой составляет:

тыс. руб.;

тыс. руб.

Капитальные затраты на п/ст:

млн. руб.

Суммарные капвложения:

млн. руб.

 

Вопросы к практическому занятию

1. Каковы составные элементы капиталовложений на сооружение электрических сетей?

2. По каким параметрам определяется удельная стоимость линий?

3. Из каких частей состоят капитальные вложения на подстанциях?

Практическое занятие 9

Технико-экономическое сравнение вариантов

Теоретическая часть

Основным критерием сравнения служат приведенные затраты:

З = И _å+ Е_нК+У, (9.1)

где: З – приведенные затраты;

И _å – суммарные ежегодные издержки;

Е_н – нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений;

К – суммарные капитальные затраты;

У – ущерб от недоотпуска электроэнергии.

И _å =И_аэ^л+И_аэ^п/ст+И _{D w}, (9.2)

где: И_аэ^л – ежегодные издержки на амортизацию, ремонт, обслуживание линий, составляющие 3,5% от К_л;

И_аэ^п/ст – ежегодные издержки на амортизацию, ремонт, обслуживание оборудования подстанций, составляющие 9,0% от К_п/ст;

И_Dw – стоимость годовых потерь электроэнергии в сети.

, (9.3)

– плата за каждый кВт×час потерь энергии в сети;

DW – потери за год в кВт×ч.

Задание 9

Выбрать наиболее экономичный вариант по результатам заданий 5 и 8.

Решение:

1 Вариант.

На данном этапе расчета необходимо вычислить издержки на амортизацию, ремонт, обслуживание сети по (9.2)-(9.3):

для линий млн. руб.;

для подстанций млн. руб.;

издержки на потери ЭЭ в сети млн. руб.

Суммарные издержки:

млн. руб.

Приведенные затраты по 1 варианту:

млн. руб.

Аналогично проведем расчет для варианта 2.

Вариант 2.

Рассчитаем суммарные издержки:

млн. руб.;

млн. руб.;

млн. руб.;

млн. руб.

Приведенные затраты по 2 варианту:

млн. руб.

Так как и приведенные затраты и издержки по 2 варианту получили больше, считаем, что 1 вариант наиболее экономичен.

Вопросы к практическому занятию

1. Что такое приведенные затраты и какие вопросы в проектах электрических сетей решаются на основе этого критерия?

2. Как охарактеризовать ежегодные эксплуатационные расходы?

3. Что характеризует нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений?

Список рекомендуемой литературы

 

Список основной литературы

1.1 Веников В.А. Электрические системы. Электрические сети: учеб. для электроэнергетических специальностей вузов/ В.А. Веников, А.А. Глазунов, Л.А. Жуков и др.; под ред. В.А. Веникова, В.А. Строева. – 2-е изд. М.: Высшая школа, 1998.

1.2 Передача и распределение электрической энергии: учеб. пособие/ А.А. Герасименко, В.Ф. Федин. – Красноярск: ИПЦ КГТУ; Минск: БНТУ, 2006. – 808 с.

1.3 Справочник по проектированию электрических сетей/ Под редакцией Д. Л. Файбисовича. – М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2006 – 320 с.

1.4 Электротехнический справочник: В 4 т. Т. 3. Производство, передача и распределение электрической энергии/ под общ. ред. Л.И. Попова (гл. ред.) и др. – 9-е изд. – М.: Издательство МЭИ, 2004. –964 с.

1.5 Справочник электрика/ Под ред. Э.А. Киреевой и С.А. Цырука. – М.: Колос, 2007. – 464 с.

1.6 ГОСТ 14209-97. Трансформаторы силовые масляные общего назначения. Допустимые нагрузки. - Введ. с 01.07.97 – М.: Изд-во стандартов, 1997. - 30 с.