Размещено на http://www.allbest.ru/

Министерство образования и науки Российской Федерации

Саратовский государственный технический университет имени Гагарина Ю.А.

Кафедра электроснабжения промышленных предприятий

КУРСОВОЙ ПРОЕКТ

Тема:

Проект сети для электроснабжения четырёх потребителей

Выполнил: Глушков В.А.

Студент гр. ЭПП-31 о-о/з

Проверила: Молот С.В.

Саратов 2014



Реферат

Расчетно-пояснительная записка содержит: 61 страниц, 15 рисунков, 21 таблицу, 4 источника.

В курсовом проекте оформление расчетно-пояснительной записки, математические расчеты, построение графиков, создание чертежей, построение таблиц, сделаны с помощью ЭВМ.

При этом использовались следующие программные продукты:

- оформление расчетно-пояснительной записки - Microsoft Word 2003;

- построение графиков - Microsoft Excel 2003;

- построение таблиц - Microsoft Word 2003, Microsoft Excel 2003;

В результате проектирования сети для электроснабжения четырех потребителей электрической энергии были рассмотрены различные варианты конфигурации сети с анализом каждого варианта.

Был произведен предварительный расчет двух отобранных вариантов, выполнено технико-экономическое сравнение этих вариантов и выбран лучший из них.

На подстанциях потребителей были выбраны трансформаторы необходимой мощности.

Затем был произведен уточненный расчет в режиме максимальных и минимальных нагрузок, а так же расчет аварийного режима.

Выполнена проверка достаточности регулировочного диапазона трансформаторов.

При уточнении баланса мощности была определена себестоимость передачи электроэнергии.

В результате расчетов выяснено, что проектируемая сеть для электроснабжения потребителей электрической энергии позволяет поддерживать напряжение на шинах потребителей в соответствии с ГОСТом.



Содержание

• Введение
• 1. Составление баланса мощностей
• 2. Составление и выбор вариантов конфигурации сети
• 3. Предварительный расчет вариантов
• 3.1 Расчет первого варианта
• 3.2 Расчет второго варианта
• 4. Выбор схем подстанций потребителей
• 5. Выбор трансформаторов на подстанциях потребителей
• 6. Выбор экономически целесообразного варианта сети
• 6.1 Технико-экономическое обоснование проекта
• 6.2 Показатели финансовой эффективности
• 6.3 Исходные данные
• 6.4 Расчет показателей первого варианта
• 6.4 Расчет показателей первого варианта
• 7. Уточненный расчет режимов выбранного варианта
• 7.1 Режим наибольших нагрузок
• 7.1.1 Расчетные нагрузки подстанции
• 7.1.2 Расчет потоков мощности режима наибольших нагрузок
• 7.1.3 Действительные напряжения на шинах подстанций
• 7.2 Расчет режима наименьших нагрузок
• 7.3 Расчет послеаварийного режима
• 7.4 Уточнение количества батарей ККУ
• 7.5 Себестоимость передачи электроэнергии
• Заключение
• Список используемых источников



Введение

Электрификация играет важнейшую роль в развитии всех отраслей промышленности, является стержнем строительства экономики страны. Отсюда следует необходимость опережающих темпов роста производства электроэнергии.

В настоящее время вводят в эксплуатацию тепловые и атомные электростанции мощностью до 6000МВт с блоками по 500, 1000МВт.

Получаемый от объединения энергосистем эффект превышает все затраты на строительство и эксплуатацию межсистемных линий электропередачи.

В современных условиях главными задачами специалистов, осуществляющих проектирование и эксплуатацию современных систем электроснабжения промышленных предприятий, являются правильное определение электрических нагрузок, рациональная передача и распределение электроэнергии, обеспечение необходимой степени надежности электроснабжения, качества электроэнергии на зажимах электроприемников, электромагнитной совместимости приемников электрической энергии с питающей сетью, экономия электроэнергии и других материальных ресурсов.

Целью курсового проекта является разработка сети для электроснабжения четырех потребителей промышленного района.

Проектирование выполнено на основе следующих нормативно-технических документов:

· ПУЭ;

· ПЭЭП;

· ПТБ;

· СНиП;

· ЕСКД

· ГОСТ

1. Составление баланса мощностей

Цель составления баланса - определить необходимость компенсации реактивной мощности, определить общую реактивную мощность, подлежащую компенсации и определить количество компенсирующих установок на подстанциях потребителей, так как считаем, что активная мощность подстанции энергосистемы не ограничена.

Общее потребление активной мощности всеми потребителями в часы максимума или требуемая активная мощность находится суммированием нагрузок потребителей и соответствующих потерь:

Р_ПОТР = УР_i+УДP_Л+ТР,

Где Р_i - активная мощность i - го потребителя;

ДP_Л+ТР - прогнозируемые потери активной мощности в линиях и трансформаторах, приходящиеся на i-тый потребитель.

Потери активной мощности в линиях и трансформаторах подстанций потребителей (ДP_Л+ТР) для предварительного расчета принимаются равными 8% от потребляемой активной мощности.

Активная мощность 1-го потребителя с учетом потерь в линиях и трансформаторах:

Р'₁ = Р₁+ДP_Л+ТР1 = 28,5+29·0,08 = 30,780 МВт

Для остальных потребителей расчет активной мощности производится аналогичным образом. Результаты расчетов в табл.1.

Активная мощность, необходимая потребителям в часы максимума нагрузок:

Р_ПОТР = УР_i+УДP_Л+ТР = 72,0+5,760 = 77,760 МВт

Общее потребление реактивной мощности (требуемая реактивная мощность) определяются по формуле:

Q_ПОТР = УQ_i+УДQ_ТР+УДQ_ЛЭП-УQ_С, где

Q_i = P_I·tgц_i = P_I·tg(arccosц_i) - реактивная мощность i-го потребителя;

УДQ_ТР - прогнозируемые потери реактивной мощности в транс-форматорах подстанций потребителей, для предварительного расчета принимаются равными 7% от полной мощности потребителей ;

УДQ_ЛЭП - потери мощности в ЛЭП;

УQ_С - мощность, генерируемая в ЛЭП, благодаря наличию емкостной проводимости.

Реактивная мощность 1-го потребителя:

Q₁ = P₁·tgц₁,

Q₁ = 28,5·0,882 = 25,135 МВАр

Полная мощность 1-го потребителя:

Потери реактивной мощности в трансформаторах на подстанции 1-го потребителя:

Для остальных потребителей расчет реактивной мощности производится аналогичным образом. Результаты расчетов в табл.1.

Для предварительного расчета принимается следующее допущение:



УДQ_ЛЭП = УQ_С

Таким образом:

Определим реактивную мощность, которую может дать подстанция энергосистемы:

Как видно из расчетов Q_ПОТР>Q_ТРЕБ , следовательно на подстанциях потребителей необходима установка компенсирующих устройств на величину небаланса:

Q_нб = УQ_КУi = Q_ПОТР -Q_ТРЕБ = 81,081-26,132 = 54,949 МВАр

Мощность компенсирующих устройств 1-го потребителя определяется следующим образом:

Q_КУ1 = Q₁+ДQ_ТР1-(P₁+ДP_Л+ТР1)·tgц_сист = 25,135+2,660-(28,5+2,28)·0,363 =

= 16,623 МВАр.

В качестве компенсирующих устройств выбираем конденсаторные батареи наружной установки типа УКЛП-10-450У1 мощностью 0,45 Мвар каждая (по табл.10.22 [1]). Определяем количество конденсаторных батарей у первого потребителя их число не более 30.

штук

С учетом компенсации реактивная мощность первого потребителя составит:

Мвар

При этом полная мощность потребителя становится:

МВА

Для остальных потребителей расчет аналогичен, результаты в табл.1.

Проверяем расчет баланса. Для этого определяем новое значение требуемой реактивной мощности и сравниваем его с располагаемой реактивной мощностью.

Баланс практически сошелся, значит, считаем расчёты верными.

Таблица 1

Баланс активной и реактивной мощности

№	Pi, МВт	tgцi	Qi, МВАр	Si, МВА	(?Pл+тр)iМВт	?Qтрi, МВАр	nкуi, шт	Qку, МВАр	P'i, МВт	Q'i, МВАр	S'i, МВА
1	28,5	0,882	25,135	38,000	2,280	2,660	30	16,623	30,780	11,145	32,735
2	15,8	1,299	20,524	25,902	1,264	1,813	30	16,144	17,064	6,138	18,134
3	8,5	1,138	9,675	12,879	0,680	0,902	16	7,245	9,180	3,377	9,781
4	19,2	0,964	18,506	26,667	1,536	1,867	29	12,846	20,736	7,323	21,991
У	72		73,840	103,447	5,760	7,241	118	53	77,760	27,982	82,642

2. Составление и выбор вариантов конфигурации сети

Географическое расположение источников питания и потребителей представлено на рисунке 1. Расстояния между подстанциями даны в таблице 2 в километрах.

Рисунок 1. Расположение потребителей

Таблица 2

Расстояния между объектами сети в километрах

	РПП	1	2	3	4
РПП	---	55	105	60	95
1	55	---	55	40	65
2	105	55	---	50	100
3	60	40	50	---	105
4	95	65	100	105	---

Рассмотрим варианты, приняв допущение, что общую протяженность сети считаем в одноцепном исполнении. При подсчете выключателей учитываем выключатели, установленные на головных участках сети и выключатели в схемах подстанций потребителей.

На рис. 2 представлен вариант кольцевой схемы сети. Основное достоинство кольцевых сетей - минимальная длина в одноцепном исполнении. Основной недостаток - наличие слабонагруженного в нормальном режиме участка сети (в данном примере, предположительно, участок РПП-3) и возможность возникновения недопустимо больших потерь напряжения в послеаварийном режиме вследствие того, что сеть имеет большую протяженность.

Рис. 2

Кроме того, следует учесть возможность возникновения в послеаварийном режиме на оставшемся в работе головном участке токов выше длительно допустимых. Устранить указанные выше недостатки кольцевой сети возможно несколькими способами :

- повышение номинального напряжения;

- перейти к сложнозамкнутой схеме;

- рассмотреть вариант с двумя независимыми контурами электроснабжения;

- уменьшить суммарную длину кольца путём исключения из него одного или нескольких потребителей.

На рисунке 3 представлен вариант, в котором сеть разделена на два независимых друг от друга кольца. По надёжности вариант превосходит первый, так как вместо одного кольца имеем два меньшей протяженности, следовательно, негативные последствия послеаварийных режимов снижены. На независимых друг от друга частях сети возможно применение разных напряжений. Недостатки - значительное увеличение длины и количества выключателей, по сравнению с первым вариантом.



Рис. 3

На рисунке 4 представлен вариант радиально-магистральной сети. Все потребители получают питание по резервированным магистральным трассам. На независимых друг от друга магистралях возможно применение разных напряжений. Все потребители получают питание по кратчайшим трассам.

Рис. 4

На рисунке 5 представлена схема, из которой исключён только один потребитель, который получает питание по резервируемой линии, остальные потребители соединены в кольцо. Преимущество этого варианта по сравнению с вариантом на рис.2 в том, что уменьшилась протяженность кольца, следовательно, последствия послеаварийных режимов снижены, недостаток - увеличилось количество выключателей сети.



Рис. 5

Рис. 6

На рис. 6 представлен вариант, в котором из общего кольца исключены два потребителя, которые получают питание по резервированной радиально-магистральной линии. Преимущество этого варианта перед вариантом на рис. 5 в том, что еще больше уменьшена длина кольцевого участка и общая протяженность сети. На рисунке 7 представлен вариант радиально-магистральной сети. Все потребители получают питание по резервированным магистральным трассам. На независимых друг от друга магистралях возможно применение разных напряжений. Для окончательного расчета предлагаются варианты на рис.1 и 7.



Рис. 7

В дальнейшем варианты I и II соответственно.

3. Предварительный расчет вариантов

3.1 Расчет I варианта

Так как сеть I варианта имеет кольцо, то расчет потоков мощности для него производим следующим образом - «разрезаем» кольцо по источнику питания и рассчитываем потоки мощности как для линии с двухсторонним питанием, условно считая, что линия однородна. Потокораспределение I варианта показано на рис. 10. Потоки мощности на головных участках кольцевой части сети определяем по выражениям:

P_A-1 = (9,180•60 + 17,064•110 + 20,736•210 + 30,780•265)) / (55 + 65 + 100

+ 50 + 60) = 45,270 МВт

Q_A-1 = (3,377•60 + 6,138•110 + 7,323•210 + 11,145•265)) / (55 + 65 + 100 +

50 + 60) = 14,896МВАр

На участке 1-3 потоки мощности определяем согласно I закону Кирхгофа:

В п.4 находится точка потокораспределения активной и реактивной мощности.

Номинальное напряжение сети на участке А-1 определяем по формуле Илларионова для наиболее нагруженного участка:

Выбираем значение из ряда стандартных напряжений, то есть U_А2 = 110 кВ. Напряжение на остальных участках кольца сведём в таблицу.

Таблица 3

Параметры ЛЭП 1-го варианта

Участок	L,км	P,МВт	Q, МАВр	S,МВА	U',кВ	U,кВ
А - 1	60	45,270	17,896	48,679	91,754	110
1 - 4	50	14,490	6,751	15,986	53,070	110
4 - 2	100	6,246	0,571	6,272	35,234	110
2 - 3	65	23,310	6,709	24,256	67,087	110
3 - Б	55	32,490	10,086	34,019	78,330	110

Сечения проводов на участках сети выбираем, используя метод экономических интервалов.

Сначала построим номограммы границ экономических интервалов. Так как район по ветру и гололеду в задании не оговаривается, выбираем для расчета II. Расчет производим для двухцепных ВЛ на железобетонных опорах с проводами марки АС. Стоимость сооружения 1 км линий и активные погонные сопротивления для разных сечений представлены в табл.3. Стоимость ЛЭП по данным табл.6.99 [2], с учетом коэффициента удорожания k_уд = 40, погонные сопротивления проводов марки АС по табл.7.38 [1].

Таблица 3а

Сопротивления ЛЭП 110 кВ

Тип линии	R0 - сопротивление км ЛЭП с проводом марки
	АС-70/11	АС-95/16	АС-120/19	АС-150/24	АС-185/29	АС-240/32
R0 (Ом/км)	0,428	0,306	0,249	0,198	0,162	0,12

Для определения наибольшего значение параметра , принимаем следующие условия:

= 10% - показатель, характеризующий срок окупаемости проекта;

= 2,5 руб./кВт•ч - стоимость электроэнергии;

б = 11% - ежегодные отчисления на амортизацию оборудования;

Время ежегодных потерь электроэнергии:

, где

Т_ИМ = 6600 ч/год - количество часов использования максимума нагрузки.

.

Определяем граничные токи для пар сечений одноцепных ВЛ-110кВ:

Определяем граничные токи для пар сечений двухцепных ВЛ-110 кВ:

Таблица 4

Граничные токи между сечениями ЛЭП 110кВ

Пары сечений	95/120	120/150	150/185	185/240
IгрI 110 кВ	-	61,357	146	95,006
IгрII 110 кВ	58,041	154,4	188,606	128,092

Как видно из таблицы 4 I_{гр(185/240)}<I_{гр(150/185)} как для одноцепных, так и для двухцепных ЛЭП, следовательно сечение 185 мм² экономического интервала не имеет.

Определяем граничный ток для пары сечений 150 и 240 мм².

Таблица 5

Граничные токи между сечениями ЛЭП 110 кВ

Пары сечений	95/120	120/150	150/240
IгрI ВЛ-110 (А)	-	61,357	137,4
IгрII ВЛ-110 (А)	58,041	154,4	181,2

На рис. 8 представлены номограммы экономических интервалов, построенные по данным табл. 5.

По построенным диаграммам выбираем сечение проводов для участков сети в зависимости от тока.



Для участка А-1:

,

Ток попадает в экономический интервал сечения 120 мм², следовательно, для данного участка выбираем провод АС-120/19.

Для остальных участков расчет аналогичен, результаты расчетов сведены в табл.6.

Рис. 8. Номограммы экономических интервалов

Рис 9. Потокораспределение I вариант

В качестве примера произведем расчет параметров ЛЭП для участка А-1.

Определяем сопротивления лини на участке:

,

где r₀, х₀ - погонные активное и реактивное сопротивление проводов по таб. 7.38 [1]; n - количество цепей на участке сети.

Потери активной мощности на участке:

.

Потери напряжения на участке в % от номинального:

%

Для остальных участков расчет производится аналогичным образом, результаты расчетов в таблице 6.

Суммарные потери активной мощности, по данным таблицы 6:

При определении суммарных потерь напряжения необходимо отметить, что потеря напряжения, как в нормальном, так и в наиболее тяжелом послеаварийном режиме должны быть соизмеримы с пределами регулирования РПН трансформаторов, установленных на подстанциях потребителей. Для трансформаторов 35-220 кВ пределы регулирования составляют ±9х1,78% или ±16%, следовательно, суммарные потери на должны превышать этой величины.

Суммарные потери напряжения определяем от источников питания до наиболее удаленных точек сети и точек потокораздела кольцевых участков:

Таблица 6

Параметры сети I варианта

Участок сети	А - 1	1 - 4	4 - 2	2 - 3	3 - В
Количество цепей, nц	2	1	1	1	2
lуч,(км)	55	65	100	50	60
Руч,(МВт)	45,27	14,49	6,246	23,31	32,49
Qуч,(МВАр)	17,90	6,75	0,57	6,71	10,09
Sуч,(МВа)	48,68	15,99	6,27	24,26	34,02
Iуч,(A)	117,75	83,91	32,92	117,32	89,28
Провод	АС-120/19	АС-120/19	АС-120/19	АС-120/19	АС-120/19
Iдоп,(A)	380	380	380	380	380
Ro,(Ом/км)	0,249	0,249	0,249	0,249	0,249
Хo,(Ом/км)	0,427	0,427	0,427	0,427	0,427
Rуч,(Ом)	6,848	8,093	12,450	6,225	7,470
Хуч,(Ом/км)	11,743	27,755	42,700	21,350	12,810
?Руч,(МВт)	1,341	0,171	0,040	0,303	0,714
?Uуч,(%)	4,30	2,52	0,84	2,38	3,07
?Uав, %	8,60	2,52	0,84	2,38	3,07



Как видно из приведенных расчетов суммарные потери значительно меньше допустимых. Следовательно, сеть удовлетворяет условиям по потерям напряжения в нормальном режиме работы.

Для расчета наиболее тяжелого послеаварийного режима работы сети рассмотрим обрыв наиболее нагруженного головного участка кольцевой части сети, а именно А-1. В качестве послеаварийного режима на участке А-1-4 рассмотрим обрыв одной из двухцепной линий А-1, потоки мощности в этом случае остаются такими же, как в нормальном режиме. В два раза увеличиваются ток, протекающий по цепи, оставшейся в работе, и изменяются параметры головных участков, а именно увеличиваются в два раза сопротивления и, следовательно, потери напряжения и активной мощности.

Потокораспределение послеаварийного режима показано на рисунке 10.

Потери напряжения рассчитываются так же, как для нормального режима. Результаты расчетов в таблице 6.

Суммарные потери напряжения:

Проверяем головные участки по току:

< I_доп = 380 А

3.2 Расчет второго варианта

Сеть II варианта радиально-магистральная. Определение потоков мощности на участках сети производим согласно I закону Кирхгофа, начиная расчет от наиболее удаленных от источника питания точек:

Определяем номинальное напряжение сети на участках А-1 и А-2 :

;

Выбираем большее значение из ряда стандартных напряжений, то есть U = 110 кВ. Потокораспределение II варианта представлено на рисунке 12.

Сечения проводов на участках сети определяем так же как в I варианте по номограммам на рис. 9.

Расчет параметров сети II варианта производим так же как для I варианта. Результаты расчетов в табл. 7.

Суммарные потери мощности:

Суммарные потери напряжения определяем от источника питания до наиболее удаленных точек сети:

Таблица 7

Параметры сети II варианта

Участок сети	А-3	3-2	А-1	1-4
Количество цепей, nц	2	1	2	1
lуч,(км)	55	65	60	50
Руч,(МВт)	26,244	17,064	51,516	20,736
Qуч,(МВАр)	9,515	6,138	18,467	7,323
Sуч,(МВа)	27,915	18,134	54,726	21,991
Iуч,(A)	73,26	95,18	143,62	115,43
Провод	АС-120/19	АС-120/19	АС-120/19	АС-120/19
Iдоп,(A)	380	380	380	380
Ro,(Ом/км)	0,249	0,249	0,249	0,249
Хo,(Ом/км)	0,427	0,427	0,427	0,427
Rуч,(Ом)	6,848	8,093	7,470	6,225
Хуч,(Ом/км)	11,743	27,755	12,810	21,350
?Руч,(МВт)	0,441	0,220	1,849	0,249
?Uуч,(%)	2,41	2,55	5,14	2,36
?Uав, %	4,82	2,55	10,27	2,36

Рис. 10

Для расчета послеаварийного режима рассмотрим обрыв одной цепи на головных участках А-1 и А-3.

Потки мощности в этом случае остаются такими же, как в нормальном режиме. В два раза увеличиваются ток, протекающий по цепи, оставшейся в работе, и изменяются параметры головных участков, а именно увеличиваются в два раза сопротивления и, следовательно, потери напряжения и активной мощности.

Проверяем головные участки по току:

< I_доп = 380 А

< I_доп = 380 А

Потери напряжения определяем так же, как для нормального режима, результаты расчетов в таб.7.

Суммарные потери напряжения для послеаварийного режима:

Как видно из расчетов, сеть походит проверку по длительно допустимому току и потерям напряжения в послеаварийном режиме.

сеть мощность подстанция трансформатор нагрузка



4. Выбор схем подстанций потребителей

В магистральных сетях с двухсторонним питанием, а так же в кольцевых сетях при повреждении любого участка ЛЭП он должен отключаться с двух сторон. Такую функцию выполняют подстанции выполненные по схеме «мостика» с выключателем в перемычке, выключателями в цепях трансформаторов и неавтоматической ремонтной перемычкой со стороны линии. Неавтоматическая перемычка с разъединителями со стороны линии позволяет при выводе в ремонт выключателя сохранить кольцо в замкнутом состоянии.

В первом и втором варианте все подстанции, выполняются по схеме «мостика» с выключателем в перемычке, выключателями в цепях трансформаторов и неавтоматической ремонтной перемычкой со стороны линии.



5. Выбор трансформаторов на подстанциях потребителей

Число трансформаторов на подстанциях 110 кВ и выше определяется категориями потребителей по требуемой степени надежности.

Если все потребители какой-то подстанции относятся к третьей категории, то на такой подстанции достаточно установить один трансформатор. При этом номинальная мощность трансформатора S_ном выбирается исходя из максимальной расчетной нагрузки потребителей этой подстанции в режиме наибольших нагрузок:

Здесь 0,9 - коэффициент загрузки трансформатора в режиме наибольших нагрузок.

Если среди потребителей подстанции есть потребители первой или второй категории, то, согласно ПУЭ, требуется установка двух трансформаторов. При этом номинальная мощность трансформаторов выбирается по двум условиям. Во-первых, в нормальном режиме должно быть обеспечено электроснабжение всех потребителей, то есть:

.

Во-вторых, в послеаварийном режиме, возникшем в результате выхода из строя одного из трансформаторов, должно быть обеспечено электроснабжение потребителей первой и второй категории с учетом допустимой перегрузки трансформатора, оставшегося в работе. Согласно [4] если нагрузка трансформатора в режиме наибольших нагрузок не превышает , то в послеаварийном режиме допускается перегрузка трансформатора на 40% сверх его номинальной мощности в течение пяти суток на время максимумов нагрузки общей продолжительностью не более шести часов в сутки:

При сооружении сети у потребителей планируются к установке комплектные трансформаторные подстанции блочного типа. Мощность трансформаторов и их количество определяем по категории потребителей, согласно заданию и по условиям, приведенным выше.

Для подстанции 1:

;

Выбираем к установке БКТП с двумя трансформаторами ТРДН-25000/110.

Для подстанции 2:

,

Выбираем к установке БКТП с одним трансформаторами ТДН-25000/110. Для подстанции 3:

;

Выбираем к установке БКТП с двумя трансформаторами ТМН-6300/110.

Для подстанции 4:

;

Выбираем к установке БКТП с двумя трансформаторами ТДН-16000/110.

Параметры трансформаторов представлены в таблице 8.

Таблица 8

Параметры силовых трансформаторов I и II вариантов

№ ПС	Обозначение трансформатора	Sном, МВА	UВН,кВ	UНН кВ	Предел регулирования	?Рх, МВт	?Рк, МВт	?Qx, МВАр	Rтр, Ом	Хтр, Ом
1	ТМН-25000/110/35/6,3	25	115	6,3	±9х1,78%	0,027	0,12	0,175	2,539	55,545
2	ТМН-25000/110/35/6,3	25	115	6,3	±9х1,78%	0,027	0,12	0,175	2,539	55,545
3	ТМН-6300/110/35/6,3	6,3	115	6,3	±9х1,78%	0,0115	0,044	0,0504	14,661	220,417
4	ТМН-16000/110/35/6,3	16	115	6,3	±9х1,78%	0,019	0,085	0,112	4,391	86,789



6. Выбор экономически целесообразного варианта сети

6.1 Технико-экономическое обоснование проекта

При оценке экономической эффективности необходимо обязательное рассмотрение двух и более вариантов технических решений, обеспечивающих достижение одной цели.

Сравнение различных вариантов схем районной сети и их напряжений, сечений проводников, схем соединения на стороне ВН подстанций потребителей и выбор среди них лучшего рекомендуется проводить с использованием интегральных показателей относительной экономической эффективности.

При сравнении различных вариантов они должны быть приведены к сопоставимому виду.

К числу интегральных показателей экономической эффективности относятся:

· интегральный эффект, или чистый дисконтированный доход (ЧДД);

· индекс доходности (ИД);

· внутренняя норма доходности (ВНД).

Интегральный эффект (Э_инт) определяется как сумма текущих (годовых) эффектов за весь расчетный период, приведенная к начальному шагу, или как превышение интегральных результатов (доходов) над интегральными затратами (расходами).

Величина интегрального эффекта (чистого дисконтированного дохода) вычисляется по формуле:

Э_инт = ЧДД = , где

R_t - результат (доходы), достигаемые на t-м шаге расчета;

З_t - затраты (без капитальных), осуществляемые на t-м шаге расчета;

T - продолжительность расчетного периода или горизонт расчета ( принимается по согласованию с руководителем проекта);

б_t - коэффициент дисконтирования:

,

где Е - норма дисконта, равная приемлемой для инвестора норме дохода на капитал (принимается по рекомендации консультанта);

t - номер шага расчета, как правило, по годам, начиная с момента начала осуществления проекта.

Величина дисконтированных капиталовложений:

, где

К_Д - сумма дисконтированных капиталовложений;

К_t - капиталовложения на t-м шаге.

Индекс доходности представляет собой отношение суммы приведенных эффектов расчетного периода к сумме дисконтированных капиталовложений:

Внутренняя норма доходности (ВНД) - это та норма дисконта Е_вн, при которой сумма приведенных эффектов равна сумме капиталовложений. Для определения ВНД необходимо решить уравнение:



Если ВНД равна, или больше требуемой инвестором нормы дохода на капитал, то инвестиции в данный проект оправданы, если меньше, то инвестиции нецелесообразны. И, соответственно, из нескольких вариантов проекта выгоднее тот, который дает наибольшую ВНД.

Срок окупаемости - это период, начиная с которого первоначальные вложения и другие затраты перекрываются суммарными результатами осуществления проекта. Его можно определить, решив уравнение:

Здесь - минимальное положительное число, делающее Т_ок целым.

Срок погашения кредита - период, за который предприятие возвращает заемный капитал инвестору, с учетом платы за капитал. Иными словами, это период (измеряемый в годах или месяцах), после которого только заемная часть капиталовложений и другие затраты покрываются суммарными результатами (доходами) его осуществления. Срок возврата кредита находится графически аналогично определению срока окупаемости.

6.2 Показатели финансовой эффективности

После определения интегральных показателей экономической эффективности проекта необходимо оценить финансовое состояние предлагаемых вариантов проекта. В качестве критериев финансовой оценки используется рентабельность производства, рентабельность продукции.

Рентабельность производства определяем из выражения:



, где

П_вt - валовая прибыль от производственно-хозяйственной деятельности по годам расчетного периода T (тыс. руб./год);

- стоимость произведенных фондов (тыс. руб.);

T' - период ввода объекта в эксплуатацию.

Рентабельность продукции определяем из выражения:

, где

П_{чt -} чистая прибыль от производственно-хозяйственной деятельности t-го года (тыс. руб./год);

R_{t -} выручка от реализации t-го года (тыс. руб./год).

В дополнение к стоимостным показателям в оценке эффективности проекта следует использовать производительность труда, удельные расходы и потери электроэнергии, трудоемкость обслуживания системы электроснабжения, надежность электроснабжения.

6.3 Исходные данные

1. Норма доходности рубля (норма дисконта) принимается согласно среднего процента по банковским кредитам (Е = 10% = 0,1) (рекомендации консультанта).

2. В работе использован прогноз тарифов на электроэнергию с 2012 по 2026 год (рекомендации консультанта).

3. При определении затрат на обслуживание сети принимается норма на обслуживание p₀ = 6% от капиталовложений (рекомендации консультанта).

4. Горизонт расчета (период, за который определяются будущие расходы и доходы) определяется исходя из следующих факторов:

- сроков строительства, эксплуатации и ликвидации объекта;

- нормативных сроков службы технологического оборудования;

- ожидаемой массы прибыли и т.д.

5. Сооружение сети продолжается 3 года. Первый год строительства - 2014. Капиталовложения по годам строительства распределены следующим образом:

- 1-й год - 20%

- 2-й год - 50%

- 3-й год - 30%

6. Для оценки требуемых капиталовложений будем пользоваться укрупненными показателями стоимости на 1990 год [2]. Для учета последующего изменения цен введем коэффициент удорожания и примем его равным к_уд = 50.

7. Инфляцию не учитываем.

6.4 Расчет показателей первого варианта

Стоимость сооружения ЛЭП от РПП до п.1 составит:

К_А1 = К_0(AC120)·l_А1·k_уд = 18,8·60·50 = 56400 тыс. руб.

Здесь К_0(АС120) , - стоимость сооружения 1 км двухцепной ВЛ-110 кВ на металлических опорах с проводами марки АС-120/19 для II района по гололеду, по табл. 6.99 [2].

l_учi - протяженность линии.

k_уд - коэффициент удорожания.

Стоимость сооружения остальных линий определяем аналогично. Результаты сводим в таблицу 9.

Таблица 9

Капитальные вложения в ЛЭП первого варианта

Участок	Uном,кВ	L,км	Количество цепей, nц	Марка провода	Ко, (тыс. руб/км)	КЛЭП, тыс. руб
А - 1	110	60	2	АС-120/19	18,80	56400
1 - 4	110	50	1	АС-120/19	12,00	30000
4 - 2	110	100	1	АС-120/19	12,00	60000
2 - 3	110	65	1	АС-120/19	12,00	39000
3 - Б	110	55	2	АС-120/19	18,80	51700
					ИТОГ	237100

Определяем капитальные вложения в подстанции потребителей:

К_ПСi = (K_БКТП+К_КУМ·n_КУ)·k_уд, где

K_БКТП - стоимость сооружения комплектной трансформаторной подстанции блочного типа по выбранной схеме с трансформаторами выбранной мощности, по табл. 6.134 [2];

К_КУ - стоимость 1 комплектной конденсаторной установки для компенсации реактивной мощности, по табл. 10.22 [1];

n_КУ -- количество батарей ККУ на подстанции.

Стоимость сооружения подстанции в п.1:

тыс. руб., где

K_БКТП1 = 530 тыс. руб - стоимость БКТП, выполненной по схеме блок линия-трансформатор с двумя трансформаторами ТРДН-25000/110;

К_КУ· = 2,39 тыс. руб.- стоимость одной конденсаторной батареи УКЛП-10-450У1.

Стоимость сооружения подстанций у остальных потребителей определяем аналогично, результаты сводим в таблицу 10.

При определении стоимости сооружения подстанций учитываем стоимость ячейки с масляными выключателями, установленными в РПП на отходящих головных участках сети.

Таблица 10

Капитальные вложения в подстанции потребителей первого варианта

№ ПС	Uном,кВ	nтр	тр-р	Кбктп, тыс руб	nку	К0ку,тыс. руб	К0ку,тыс. руб	Кпс, тыс.руб
1	110/35/6,3	2	ТМН-25000/110/6,3	180	30	2,39	88,43	22421,5
2	110/35/6,3	1	ТМН-25000/110/6,3	180	30	2,39	86,04	13302
3	110/35/6,3	2	ТМН-6300/110/6,3	70	16	2,39	38,24	8912
4	110/35/6,3	2	ТМН-16000/110/6,3	140	29	2,39	69,31	17465,5
РПП	110	4	Ячейка с выключателем	24				4800
							ИТОГ	66901

Общие капитальные вложения в сооружение электрической сети первого варианта:

К_? = К_ВЛ + К_ПС = 237100,0+66901,0 = 304001,1 тыс. руб.

1. Сооружение сети продолжается три года. Инвестирование проекта осуществляется за счет собственных и заемных средств. Распределение капитальных вложений по годам принимаем следующим:

- первый год - 60800,2 тыс. рублей (собственные средства);

- второй год - 152000,5 тыс. рублей (заёмные средства);

- третий год - 91200,3 тыс. рублей (заемные средства).

Вносим эти данные в первую строку таблицы 13.

2. Во вторую строку таблицы помещаем платежи в счет погашения кредита. Погашение кредита производится с 3 по 7 шаг по 20% от суммы займа. В денежном выражении - 48640,16 рублей;

3. В третью строку вписываем процентные платежи за кредит. На 0 шаге плата за кредит отсутствует, так как были использованы только собственные средства. На 1 шаге проценты за кредит составляют 25% от капитальных вложений, сделанных на 1 шаге, поскольку это уже заемные средства. Это составляет 22014,15 тыс. рублей. Соответственно % за кредит на шагах 2 и 3 составляют 25% от суммы капитальных вложений на шагах 1 и 2, то есть 35222,64 тыс. рублей. С 4 по 6 шаг, в результате постепенного погашения кредита, процентные платежи за кредит ежегодно снижаются на 20 процентных пунктов, т.е. на 12160,0 тыс. руб.

4. Далее для каждого шага определяем отчисления на обслуживание из расчета 6% от всех капитальных вложений, сделанных за предыдущие годы, и вносим эти данные в четвертую строку таблицы 13.

5. В 5 стоку вносим тариф на электроэнергию. Затраты на покупку электроэнергии определяем по выражению:

, где

С_Э - тариф на электроэнергию (на первом шаге равен 2,5 руб./кВтМч);

k - коэффициент, учитывающий изменение объема покупаемой электроэнергии по годам. В соответствии с принятыми допущениями на шагах 1 и 2 он равен 0,5 и 0,8 соответственно, начиная с 3 шага - k = 1.

На 1 шаге затраты на покупку электроэнергии:

6. В 7 строку таблицы 13 помещаем общие затраты. Они определяются суммированием данных 2, 3, 4 и 6 строк.

7. В 8 строку помещаем результаты, получаемые от реализации проекта. В данном случае, единственный результат работы электрической сети - выручка от продажи электроэнергии потребителям. На первом шаге она составит:

тыс. руб.

8. В девятую строку помешаем приведенный эффект, который определяется как разность между результатами от реализации проекта и общими затратами (без капитальных вложений).

9. В десятой строке помещаем значение коэффициента дисконтирования. В качестве примера приведем расчет коэффициента для шага 6:

, где

Е = 10% = 0,1 - норма доходности рубля (норма дисконта).

10. В последней строке таблицы определяем чистый дисконтированный доход (ЧДД) для каждого шага:

Для 1 шага:



6.4 Расчет показателей первого варианта

Таблица 11

Капитальные вложения в ЛЭП второго варианта

Участок	Uном,кВ	L,км	Количество цепей, nц	Марка провода	Ко, (тыс. руб/км)	КЛЭП, тыс. руб
А-3	110	55	2	АС-120/19	18,80	51700
3-2	110	65	1	АС-120/19	12,00	39000
А-1	110	60	2	АС-120/19	12,00	36000
1-4	110	50	1	АС-120/19	18,80	47000
					ИТОГ	173700

Таблица 12

Капитальные вложения в подстанции потребителей второго варианта

№ ПС	Uном, кВ	nтр	тр-р	Кбктп, тыс. руб.	nку	К0ку, тыс. руб.	К0ку, тыс. руб.	Кпс, тыс. руб.
1	110/35/6,3	2	ТМН-25000/110/6,3	180	30	2,39	88,43	22421,5
2	110/35/6,3	1	ТМН-25000/110/6,3	180	30	2,39	86,04	13302
3	110/35/6,3	2	ТМН-6300/110/6,3	70	16	2,39	38,24	8912
4	110/35/6,3	2	ТМН-16000/110/6,3	140	29	2,39	69,31	17465,5
РПП	110	4	Ячейка с выключателем	24				4800
							ИТОГ	66901

Общие капитальные вложения в сооружение электрической сети второго варианта:

К_? = К_ВЛ + К_ПС = 173700+66901,0 = 240601,0 тыс. руб.

Дальнейшие расчеты проводим так же как для первого варианта, данные расчетов сведены в таблицу 14.

Таблица 13

Расчет чистого дисконтированного дохода для первого варианта

Показатели	Ед. изм.	Величина показателя по шагам
		Шаг 0	Шаг 1	Шаг 2	Шаг 3	Шаг 4	Шаг 5	Шаг 6	Шаг 7	Шаг 8	Шаг 9	Шаг 10	Шаг 11	Шаг 12	Шаг 13	Шаг 14
Капитальные вложения	тыс. руб./год	60800,2	152000,5	91200,3
Погашение кредита	тыс. руб./год	0	0	0	48640,16	48640,2	48640,16	48640,16	48640,16
Проценты на кредит	тыс. руб/год	0	38000,13	60800,2	48640,16	36480,1	24320,1	12160,0	0,0
Отчиcления на эксплуата- ционное обслуживание	тыс. руб./год		3648,012	12768,04	18240,06	18240,06	18240,06	18240,06	18240,06	18240,06	18240,06	18240,06	18240,06	18240,06	18240,06	18240,06
Тариф на покупаемую электро-энергию	Руб./кВт-час	2,500	2,525	2,550	2,576	2,602	2,628	2,654	2,680	2,707	2,734	2,762	2,789	2,817	2,845	2,874
Затраты на покупку электроэнергии	тыс. руб./год		538957,6	870955,4	1099581	1110577	1121683	1132900	1144229	1155671	1167228	1178900	1190689	1202596	1214622	1226768
Общие затраты (без капложений)	тыс. руб./год	0	580605,7	944523,7	1215102	1213937	1212883	1211940	1211109	1173911	1185468	1197140	1208929	1220836	1232862	1245008
Выручка от реализации электроэнергии	тыс. руб/год		619938	626137,4	632398,8	1451178	1465690	1480347	1495150	1510102	1525203	1540455	1555859	1571418	1587132	1603003
Приведённый эффект	тыс. руб/год	0	39332,3	-318386,3	-582702,9	237240,7	252806,7	268406,8	284041,3	336190,7	339735,0	343314,8	346930,3	350582,0	354270,3	357995,4
Коэффициент дискон тирования		1,000	0,909	0,826	0,751	0,683	0,621	0,564	0,513	0,467	0,424	0,386	0,350	0,319	0,290	0,263
Чистый дисконтированный доход	тыс. руб/год	-60800	-25044	-288173	-725966	-563927	-406954	-255446	-109688	47148	191229	323591	445188	556895	659514	753785

Таблица 14

Расчет чистого дисконтированного дохода для второго варианта

Показатели	Ед. изм.	Величина показателя по шагам
		Шаг 0	Шаг 1	Шаг 2	Шаг 3	Шаг 4	Шаг 5	Шаг 6	Шаг 7	Шаг 8	Шаг 9	Шаг 10	Шаг 11	Шаг 12	Шаг 13	Шаг 14
Капитальные вложения	тыс. руб./год	48120,2	120300,5	72180,3
Погашение кредита	тыс. руб./год	0	0	0	38496,16	38496,2	38496,16	38496,16	38496,16
Проценты на кредит	тыс. руб./год	0	30075,13	48120,2	38496,16	28872,1	19248,1	9624,0	0,0
Отчисления на эксплуат. обслужив.	тыс. руб./год		2887,212	10105,24	14436,06	14436,06	14436,06	14436,06	14436,06	14436,06	14436,06	14436,06	14436,06	14436,06	14436,06	14436,06
Тариф на покупаемую электро-энергию	Руб./кВт-час	2,500	2,525	2,550	2,576	2,602	2,628	2,654	2,680	2,707	2,734	2,762	2,789	2,817	2,845	2,874
Затраты на покупку электро-энергии	тыс. руб./год		0	967728,3	977405,5	987179,6	997051,4	1007022	1017092	1027263	1037536	1047911	1058390	1068974	1079664	1090460
Общие затраты (без капложений)	тыс. руб./год	0	32962,34	1025954	1068834	1068984	1069232	1069578	1070024	1041699	1051972	1062347	1072826	1083410	1094100	1104896
Выручка от реализации электро-энергии	Тыс. руб/год		526947,3	851546,8	537538,9	1085829	1096687	1107654	1118730	1129918	1141217	1152629	1164155	1175797	1187555	1199430
Приведённый эффект	тыс. руб/год	0	493985,0	-174406,9	-531295,0	16844,7	27455,2	38075,6	48706,0	88218,5	89245,1	90281,9	91329,1	92386,7	93455,0	94533,9
Коэф-т дисконтиров.		1,000	0,909	0,826	0,751	0,683	0,621	0,564	0,513	0,467	0,424	0,386	0,350	0,319	0,290	0,263
Чистый дисконт. доход	тыс. руб./год	-48120	-400957	-256819	-142351	-130845	-113798	-92305	-67311	-26157	11692	46499	78510	107947	135018	159911

Таблица 15

Параметры сети по вариантам

Показатели	Ед. изм.	I вариант	II вариант
К?	Тыс. руб.	304001,1	240601,0
ДР?	МВт	2,570	2,759
ЧДД	Тыс. руб	753785	159911

Определяющим интегральным показателем экономической эффективности является чистый дисконтированный доход (ЧДД). Поэтому предлагается к реализации второй вариант районной сети, так как этот вариант имеет наибольший определяющий критерий:

ЧДД₁ = 753785 тыс. руб.>ЧДД₂ = 159911тыс.руб.



7. Уточненный расчет режимов выбранного варианта

7.1 Режим наибольших нагрузок

7.1.1 Расчетные нагрузки подстанции

При определении расчетных нагрузок подстанций необходимо учитывать зарядные мощности линий, прилегающих к подстанции, и потери активной и реактивной мощности в трансформаторах.

Зарядные мощности ЛЭП определяем по выражению:

,

Где - емкостная проводимость линии с проводом выбранного сечения (табл. 7.38 [2]);

Данные расчетов приведены в таблице 16.

Таблица 16

Зарядные мощности ЛЭП

Участок	Uном,кВ	L,км	Количество цепей, nц	Марка провода	bo10-6, (см/км)	Qc/2, (МВАр)	?Uуч,кВ
А-3	110	55	2	АС-120/19	2,66	3,540	2,649
3-2	110	65	1	АС-120/19	2,66	2,092	2,804
А-1	110	60	2	АС-120/19	2,66	3,862	5,649
1-4	110	50	1	АС-120/19	2,66	1,609	2,595

Потери мощности в трансформаторах определяем по данным таблицы 8. Потери в стали (потери холостого хода):

Потери в обмотках (нагрузочные потери):

Расчетные нагрузки подстанций определяем по выражению:

Для подстанции 1:

Для других подстанций уточненный расчет нагрузок производится аналогичным образом, результаты сведены в таблицу 17.

7.1.2 Расчет потоков мощности режима наибольших нагрузок

Составляем расчетную схему сети (рис.13) и проводим уточненный расчет потокораспределения. Начинаем с участка 3-2:

Аналогично определяем потоки мощности на остальных участках и наносим их на расчетную схему.

Рис. 11. Потокораспределение режима максимальных нагрузок

7.1.3 Действительные напряжения на шинах подстанций

Согласно заданию, для всех режимов работы сети, на шинах источника питания поддерживается напряжение на 2% выше номинального, то есть:

U_РПП1 = 1,02МU_H = 1,02М110 = 112,2 кВ;

Действительные напряжения на шинах ВН подстанций определяем, учитывая потери напряжения на участках сети, начиная расчет от источника питания и постепенно приближаясь к наиболее удаленным точкам сети.

Для участка А-1:

Таблица 17

Расчетные нагрузки подстанций режима наибольших нагрузок

№ ПС	Рнбi, МВт	Qнбi, МВАр	Sнбi, МВA	nтр	Sном, МВA	?Рх, МВт	?Рк, МВт	?Qх, МВАр	Uк%	Qc/2, МВАр	Qку, МВАр	Ррас, МВт	Qрас, МВАр	Sрас, МВA
1	28,5	25,135	38,000	2	25	0,027	0,12	0,175	10,5	3,540	16,623	28,693	8,354	29,884
2	15,8	20,524	25,902	1	25	0,027	0,12	0,175	10,5	2,092	16,144	15,956	5,281	16,807
3	8,5	9,675	12,879	2	6,3	0,0115	0,044	0,0504	10,5	3,862	7,245	8,615	0,051	8,615
4	19,2	18,506	26,667	2	16	0,019	0,085	0,112	10,5	1,609	12,846	19,356	6,608	20,453

Для остальных потребителей расчет производится аналогичным образом, результаты расчета сведены в таблицу 18.

Проверим достаточность регулировочного диапазона устройств РПН трансформаторов на подстанции 1. Определяем низшее напряжение, приведенное к стороне высшего напряжения:

Определим коэффициент трансформации для желаемого уровня напряжения на шинах низшего напряжения для режима наибольших нагрузок на 5% выше номинального значения, т.е. для 6,6 кВ:

Определяем номер регулировочного ответвления устройства РПН, на котором обеспечивается желаемый коэффициент трансформации:

Округляем значение до целого значения

Определяем действительное напряжение на шинах НН подстанции 1 в режиме наибольших нагрузок, при работе трансформаторов на ответвлении РПН = -7:



Для остальных потребителей расчет производится аналогичным образом, результаты расчета сведены в таблицу 18.

Таблица 18

Действительные напряжения на шинах подстанций

№ ПС	Uвн, кВ	nтр	Rтр, Ом	Хтр, Ом	UВНном ,кВ	UННном кВ	UННжел кВ	U'НН,кВ	ктр	nотв	UННдей,кВ
1	106,869	2	2,539	55,545	115	6,0	6,3	104,295	16,5	-6	6,701
2	109,569	1	2,539	55,545	115	6,0	6,3	106,432	16,8	-5	6,705
3	111,581	2	14,661	220,417	115	6,0	6,3	110,961	17,6	-3	6,727
4	109,716	2	4,391	86,789	115	6,0	6,3	106,629	16,9	-5	6,717

7.2 Расчет режима наименьших нагрузок

В режиме наименьших нагрузок значительно уменьшаются потоки мощности по линиям электропередачи, поэтому на всех подстанциях растут напряжения. Расчет электрического режима при наименьших нагрузках позволяет проверить возможности сети по поддержанию качественного напряжения на шинах потребителей.

В режиме наименьших нагрузок сначала определяются расчетные нагрузки подстанций. Активная мощность каждого потребителя в этом режиме рассчитывается в соответствии с исходными данными. Потребление реактивной мощности также снижается, и часть компенсирующих устройств должна быть отключена. Сколько компенсирующих устройств необходимо отключить, определяется расчетом баланса по реактивной мощности. Кроме того, на двухтрансформаторных подстанциях необходимо проанализировать возможность отключения с целью снижения потерь одного из трансформаторов.

Так как критерии уменьшения мощности в задании не обозначены, принимаем в качестве исходных данных следующее: активная мощность снижается на 45%, а tgц увеличивается на 0,03. Принимаем так же, что tgц энергосистемы не изменяется.

Для 1 потребителя:

Для других потребителей расчет аналогичен, результаты в таблице 19.

Определяем количество и мощность конденсаторных батарей для компенсации реактивной мощности:

Полная мощность потребителя 1:

В режиме наименьших нагрузок можно отключить один из трансформаторов на подстанции, если будет выполняться условие: S_откл>S '_min

Для трансформатора ТРДН-25000/110 у потребителя 1 :

Условие не выполняется, следовательно, в работе остаются два трансформатора.

Потери мощности в трансформаторах определяются так же как для режима наибольших нагрузок. Результаты расчетов в таблице 19. Зарядные мощности ЛЭП, по сравнению с режимом наибольших нагрузок, остаются неизменными.

Для остальных потребителей расчет производится аналогичным образом, результаты в таблице 19.

Уточненное потокораспределение для режима минимальных нагрузок рассчитываем так же, как для режима наибольших нагрузок. Потоки мощности режима минимальных нагрузок показаны на рис.14.

Рис. 12. Потокораспределение режима минимальных нагрузок

Таблица 19

Расчетные нагрузки подстанций режима наименьших нагрузок

№ ПС	Рmin, МВт	tgц	Qmin, МВАр	Q'ку, МВАр	Q'min, МВАр	S'min, МВАр	Sоткл, МВА	nтр	?Рх, МВт	?Рк, МВт	?Qх, МВАр	Uк%	Qc/2, МВАр	Р'min, МВт	Q"min, МВАр	S"min, МВA
1	15,675	0,912	14,294	8,55	5,744	16,694	16,771	2	0,027	0,12	0,175	10,5	3,540	15,756	3,139	16,065
2	8,69	1,329	11,549	8,1	3,449	9,349	11,859	1	0,027	0,12	0,175	10,5	2,092	8,734	1,899	8,938
3	4,675	1,168	5,462	3,6	1,862	5,032	4,555	2	0,0115	0,044	0,0504	10,5	3,862	4,712	-1,689	5,006
4	10,56	0,994	10,495	6,3	4,195	11,363	10,698	2	0,019	0,085	0,112	10,5	1,609	10,619	3,233	11,101

Размещено на http://www.allbest.ru/

Действительные напряжения на шинах подстанций в режиме минимальных нагрузок определяем аналогично режиму максимальных нагрузок, учитывая количество работающих трансформаторов, потери напряжения в сети и то, что для всех режимов работы сети, на шинах источника питания поддерживается напряжение на 1% выше номинального так же, как в режиме наибольших нагрузок.

Результаты расчетов представлены в таблице 20.

Таблица 20

Действительные напряжения на шинах подстанций в режиме наименьших нагрузок

№ ПС	Uвн, кВ	N тр	R тр, Ом	Хтр, Ом	UВН ном кВ	UНН ном кВ	UНН жел, кВ	U'НН, кВ	ктр	nотв	UНН дей кВ
1	109,659	2	2,539	55,545	115	6,6	6,3	108,631	17,243	-4	6,712
2	110,855	1	2,539	55,545	115	6,6	6,3	109,550	17,389	-3	6,642
3	111,089	2	14,661	220,417	115	6,6	6,3	106,364	16,883	-5	6,701
4	110,951	2	4,391	86,789	115	6,6	6,3	110,107	17,477	-3	6,676

Как видно из таблицы 20, в режиме минимальных нагрузок трансформаторы способны поддерживать необходимый уровень напряжения на шинах НН подстанций потребителей.

7.3 Расчет послеаварийного режима

Так как сеть выбранного варианта радиально-магистральная, состоящая из двух независимых друг от друга участков, то для расчета послеаварийного режима рассмотрим обрыв одной из цепей головного участка А-1 и А-3. Расчетная нагрузка подстанций 1 и 3 изменятся на величину половины зарядной мощности соответствующих линий. В два раза увеличиваются ток, протекающий по цепи, оставшейся в работе, и изменяются параметры головных участков, а именно увеличиваются в два раза сопротивления и, следовательно, потери напряжения и активной мощности.

Все параметры сети соответствуют режиму наибольших нагрузок, кроме параметров поврежденных головных участков, на которых меняются зарядные мощности и сопротивления ЛЭП.

Все расчеты послеаварийного режима производятся так же как для режима наибольших нагрузок.

Потокораспределение послеаварийного режима представлено на рисунке 15. Действительные напряжения на шинах подстанций в послеаварийном режиме в таблице 21.

Таблица 21

Действительные напряжения на шинах подстанций в послеаварийном режиме

№ ПС	Uвн, кВ	nтр	Rтр, Ом	Хтр, Ом	UВНном, кВ	UННном, кВ	UНН жел, кВ	U'НН, кВ	ктр	nотв	UНН дей, кВ
1	101,538	2	2,539	55,545	115	6,6	6,3	101,538	16,117	-8	6,795
2	109,569	1	2,539	55,545	115	6,6	6,3	109,569	17,392	-3	6,643
3	110,961	2	14,661	220,417	115	6,6	6,3	110,961	17,613	-3	6,727
4	109,716	2	4,391	86,789	115	6,6	6,3	109,716	17,415	-3	6,652

Рис. 13. Потокораспределение послеаварийного режима



7.4 Уточнение количества батарей ККУ

Уточняем необходимое количество батарей комплектных конденсаторных установок для компенсации реактивной мощности. Для этого суммируем потоки активной и реактивной мощности в начале участков для режима наибольших нагрузок:

Определяем реактивную мощность энергосистемы:

Так как Q_сист>Q_?, то для сохранения баланса увеличить общее количество батарей ККУ не надо.

7.5 Себестоимость передачи электроэнергии

Себестоимость передачи электроэнергии по спроектированной сети определяем по выражению:

, где

И_О - отчисления на эксплуатационное обслуживание оборудования, И_О = 14436,1 тыс. руб./год по данным таб.14;

тыс. руб./год



- отчисления на амортизацию оборудования,

где К_? = 240601 тыс. руб./год - суммарные капитальные затраты на сооружение сети;

б_а = 11% - норма ежегодных отчислений на амортизацию;

- стоимость ежегодных потерь электроэнергии;

- количество потребленной электроэнергии за год;



Заключение

В процессе проектирования сети для электроснабжения группы потребителей выполнены следующие расчеты:

- составление баланса мощностей;

- составление вариантов конфигурации сети;

- выбор экономически целесообразного варианта сети;

- выбор трансформаторов на приемных подстанциях;

- уточненный расчет параметров выбранного варианта;

и принята комбинированная сеть с общей протяженностью линий 345 км в одноцепном исчислении.

Чистый дисконтированный доход составит 753785 тыс. руб.

Себестоимость передачи электроэнергии по спроектированной сети 0,166 руб./кВт-час.

Проектирование проводилось на основе выданного задания в соответствии с требованиями нормативных документов.



Список используемых источников

1. Неклепаев Б.Н., Крючков, И.П. Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования. - М.: Энергоатомиздат, 1989.

2. Пособие к курсовому и дипломному проектированию / Под ред. В.М. Блок - М.: Высшая школа, 1990.

3. Боровиков В.А. и др. Электрические сети энергетических систем: учебник для техникумов. Изд. 3-е, перераб. - Л.: Энергия, 1977.

4. Проектирование сети для электроснабжения промышленного района. Учебное пособие для студентов специальности 100400 и направления 551700/ И.М. Хусаинов - Саратов. Изд-во Саратовского политехнического института, 2004.