Электроснабжение: районная электрическая сеть
Баланс мощности в проектируемой сети, расчёт мощности компенсирующих устройств. Совместный выбор схемы, номинального напряжения, номинальных параметров линий и трансформаторов проектируемой сети. Расчет основных режимов работы, затрат электрической сети.
| Рубрика | Физика и энергетика |
| Вид | дипломная работа |
| Язык | русский |
| Дата добавления | 18.07.2014 |
| Размер файла | 353,6 K |
Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже
Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
Размещено на http://www.allbest.ru/
Дипломная работа
Тема "Электроснабжение: районная электрическая сеть"
Содержание
- Введение
- 1. Баланс мощности в проектируемой сети, расчёт мощности компенсирующих устройств
- 2. Совместный выбор схемы, номинального напряжения, номинальных параметров линий и трансформаторов проектируемой сети
- 2.1 Расчёт длин трасс и линий электропередач
- 2.2 Выбор мощности трансформаторов приёмных подстанций
- 3. Приведенные затраты электрической сети
- 3.1 Расчёт для схемы №3
- 3.2 Расчёт для схемы №4
- 4. Расчёт основных режимов работы проектируемой электрической сети.
- 4.1 Расчёт нормального режима наибольших нагрузок
- 4.2 Расчёт нормального режима наименьших (летних) нагрузок
- 4.3 Расчёт послеаврийного режима работы проектируемой электрической сети
- 5. Регулирование напряжения
- 5.1 В нормальном режиме
- 5.2 Минимальный режим
- 5.3 Послеаварийный режим
- 6. Технико-экономические показатели сети
- 7. Источники собственных нужд электростанций
- Заключение
- Список использованной литературы2
Введение
Проект электрических сетей предусматривает выполнение связей между приемными пунктами и источниками электроэнергии. Оптимальный проект соответствует наименьшим затратам при строительстве и монтаже электрических сооружений и устройств, наибольшим удобствам и надежности при эксплуатации, обеспечивает питание потребителей электроэнергией надлежащего качества при приемлемых эксплуатационных издержках.
Целью данного проекта является проектирование районной электрической сети отвечающим современным требованиям и технологиям, а также получение навыков проведения проектных работ.
Задачей данного проекта является определение типа, числа и мощность силовых трансформаторов, сечений проводов, выбор рациональной схемы, расчёт приведенных затрат, выбор и расчёт компенсирующих устройств. Отрабатывать методы проектирования, рассматривать разные подходы к обоснованию основных проектных решений. Технические решения при проектировании принимались достаточно обосновано.
В конечном результате планируем получить районную электрическую сеть, выполняющая надёжно и эффективно поставленные перед ней задачи.
электрическая сеть районная электроснабжение
1. Баланс мощности в проектируемой сети, расчёт мощности компенсирующих устройств
Передача энергии по электрической сети осуществляется электромагнитными волнами практически мгновенно, чем и объясняется одновременность производства и потребления электроэнергии. Поэтому в установившемся режиме работы электросистемы в каждый момент времени электростанции должны выдавать мощность, равную мощности потребителей и потерям в элементах сети. Следовательно, должен иметь место баланс выдаваемой и потребляемой мощности. Баланс составляется раздельно для активной и для реактивной мощности.
Потребление активной мощности в проектируемой сети рассматриваем для периода наибольших нагрузок. Эту величину активной мощности складываем из нагрузок в заданных пунктах потребления электроэнергии и потерь мощности в линиях и трансформаторах сети. Установленная мощность генераторов питающей электросистемы обеспечивает потребности проектируемой районной сети в активной мощности во всех режимах работы.
Компенсация реактивной мощности оказывает влияние на величину полных нагрузок подстанций и выбор мощности трансформаторов, на сечении проводов линий, на потери напряжения, мощности и энергии в сети.
Все потребители электроэнергии, наряду с потреблением активной мощности Р потребляют и реактивную мощность Q. Коэффициент мощности cos ц является недостаточно показательным при оценке потребляемой реактивной мощности, так как при значениях cos ц, близких к единице, потребляемая реактивная мощность еще достаточно велика. Более показательным является коэффициент реактивной мощности tg ц = Q/P. При решении вопросов, связанных со снижением потерь в электрических сетях, пользуемся непосредственно значениями реактивной мощности.
Потребителями реактивной мощности являются приемники электроэнергии, которые по принципу своего действия используют переменное магнитное поле - асинхронные двигатели, дуговые и индукционные печи, сварочные установки, выпрямители и другие, а также такие устройства как: электропередачи - трансформаторы, линии электропередач, реакторы.
Источниками реактивной мощности являются: генераторы электростанций, протяженные воздушные и кабельные линии, синхронные компенсаторы, электродвигатели, батареи шунтовых (статических) конденсаторов, источники реактивной мощности.
Передача реактивной мощности от генераторов электростанции к потребителям сопряжена с дополнительными потерями активной мощности в устройствах электрической сети на участке генератор-потребитель. Снижение дополнительных потерь активной мощности достигается путем разгрузки электрической сети с помощью компенсирующих устройств, установленных у потребителя. Выбираем компенсирующие устройства и элементы питающих и распределительных сетей с учетом снижения токовых нагрузок от действия компенсации.
В настоящем проекте при выборе мощности компенсирующих устройств используем упрощенный подход.
При выборе компенсирующих устройств, устанавливаемых в распределительных сетях приемных подстанций, исходными являются следующие данные:
Рассчитываем активные и реактивные нагрузки потребителей напряжением 10 кВ (в нашем случае) в часы наибольшей (Рмакс, Qмакс) и наименьшей (Рмин, Qмин) нагрузки энергосистемы:
Qмакс = Рмакс · tg цi;
Qмин = Рмин · tg цi,
где tg цi определяется по cos цi, величина которого указана в задании; Рмин и Qмин принимаются в доле от Рмакс и Qмакс согласно заданной нагрузке, в 0,7 о. е.
При расчёте реактивных нагрузок для подстанции в точке "б”:
Qмакс = Рмакс · tg ц = 12 · 0,54= 6,5 МВАр;
Qмин = Qмакс · 0,7 = 6,5 ·0,7 = 4,53 МВАр.
Энергосистемой задаются входные величины реактивной мощности Qзмакс и Qзмин, которые будут переданы из сети энергосистемы в режимах наибольшей и наименьшей активной нагрузки в сеть проектируемого приемного пункта. tg цэ принимаем равным 0,3
Величины Qзмакс и Qзмин определяем по максимальной Рмакс и минимальной Рмин активным нагрузкам и заданному значению tg цэ.
Qэмакс = Рмакс · tg цэ =12 · 0,3 = 3,6 МВАр;
Qэмин = Рмин · tg цэ = 8,4 · 0,3 = 2,52 МВАр.
Необходимая мощность компенсирующих устройств приемной подстанции "а" с учетом резерва, в послеаварийном режиме - увеличение на 10%:
Qкумакс=1,1 ·Qмакс-Qэмакс = 3,52 МВАр.
Мощность нерегулируемой части (постоянно включенной) компенсирующей установки определяем по формуле:
Qкумин= Qмин - Qэмин = 2,01 МВАр
Аналогичным образом ведём расчёт для каждой приёмной подстанции схемы и результаты заносим в таблицу 1.
Таблица 1 - Результаты расчетов для каждой приемной подстанции
|
Показатель |
Приёмная подстанция |
|||||
|
а |
в |
г |
д |
е |
||
|
Рмакс |
12 |
20 |
35 |
27 |
30 |
|
|
cos цi |
0,88 |
0,8 |
0,86 |
0,79 |
0,81 |
|
|
tg цi |
0,54 |
0,75 |
0,59 |
0,77 |
0,72 |
|
|
Рмин |
8,4 |
14 |
24,5 |
18,9 |
21 |
|
|
Qмакс |
6,5 |
15 |
20,77 |
20,95 |
21,72 |
|
|
Qмин |
4,53 |
10,5 |
14,54 |
14,66 |
15,2 |
|
|
Qзмакс |
3,6 |
6 |
10,5 |
8,1 |
9 |
|
|
Qзмин |
2,52 |
4,2 |
7,35 |
5,67 |
6,3 |
|
|
Qкумакс |
3,52 |
10,5 |
12,34 |
14,95 |
14,89 |
|
|
Qкумин |
2,01 |
6,3 |
7,18 |
8,99 |
8,9 |
|
|
Si |
12+6,5i |
20+15i |
35+20,77i |
27+20,95i |
30+21,72 i |
По величине Qкумакс для каждой подстанции выбираем тип конденсаторной батареи, общую мощность, расчетную стоимость.
Для "б”:
Конденсаторная батарея КСА-0,66-20, мощность МВАр, общая мощность 10,6 МВАр, стоимостью 96 тыс. руб.
Для "в”:
Конденсаторная батарея КСА-0,66-40, мощность МВАр, общая мощность 6,8 МВАр, стоимостью 100 тыс. руб.
Для "г”:
Конденсаторная батарея КСА-0,66-40, мощность МВАр, общая мощность 6,8 МВАр, стоимостью 100 тыс. руб.
Для "д”:
Конденсаторная батарея КСА-0,66-40, мощность МВАр, общая мощность 21,2 МВАр, стоимостью 157тыс. руб.
Для "е”:
Конденсаторная батарея КСА-0,66-40, мощность МВАр, общая мощность 21,2 МВАр, стоимостью 157тыс. руб.
Тогда распечатанная полная мощность приемного пункта "б" с учетом установленных компенсирующих устройств:
МВА,
где - величина реактивной мощности компенсирующего устройства реально установленного на приемной подстанции.
Аналогично считаем для остальных подстанций и вносим полученные полные мощности в таблицу 2.
Таблица 2 - Расчет приемных пунктов с учетом КУ
|
Показатель |
Пункт, приёмная подстанция |
|||||
|
б |
в |
г |
д |
е |
||
|
12+3i |
20+8,2i |
35+13,97i |
27+6,1i |
30+6,83i |
2. Совместный выбор схемы, номинального напряжения, номинальных параметров линий и трансформаторов проектируемой сети
Схема соединений линий сети находится в тесной технико-экономической взаимозависимости от номинального напряжения сети. Часто изменение основной схемы сети влечет за собой необходимость изменения номинального напряжения сети. Возможна и обратная зависимость номинального напряжения от схемы соединения линии сети. Следовательно, выбор схемы сети и ее номинального напряжения желательно производить совместно. Однако в практике проектирования и реконструкции сети, либо привязки новой сети к существующим сетям, может оказаться ограниченным выбор номинального напряжения в силу наличия определенных номинальных напряжений в действующих электрических сетях.
Совместный выбор схемы соединений линий сети и ее номинального напряжения начинаем с создания ряда технически осуществимых вариантов сети с последующим их технико-экономическим сопоставлением по методу приведенных затрат.
Создаём варианты, которые подчиняются следующим определенным логическим требованиям:
передача электроэнергии от источника питания сети до приемных подстанций должна осуществляться по возможно кратчайшему пути;
на приемных подстанциях применяются упрощенные схемы ОРУ без выключателей;
электроснабжение подстанций, в которых есть потребители 1 категории, должно осуществляться не менее чем по двум линиям;
выключатели устанавливаются только в начале линии у источника питания;
длина трассы линии увеличивается на 10% из - за неровностей рельефа, и обхода естественных и искусственных препятствий. Для каждого участка трассы определяем её длину по плану с учётом масштаба:
,
где - длина трассы линии на плане в см, М - масштаб линий, указанный в задании, 7,5 км/см;
2.1 Расчёт длин трасс и линий электропередач
Суммарная длина трасс:
,
где lTi - длина трассы любой линии (одно и двухцепной), км;
Суммарная длина линии с учётом числа цепей в линии:
где - длина трассы одноцепной линии, км; - длина трассы двухцепной линии, км.
Общее число выключателей при условии установки одного выключателя в начале линии nв=6 шт.
В дальнейшем усложняем схемы за счет выполнения сети в виде магистральной или магистрально-радиальной схемы. В этих схемах избегаем линий, в которых потоки мощности направлены обратно к источнику. Надо иметь в виду, что ответвления от линии производится глухим присоединением без коммутационных аппаратов. К каждой магистральной линии возможно присоединение не более трех приемных пунктов во избежание перегрузки головных участков магистрали.
Рассчитываем аналогичным образом для шести остальных схем соединений и полученные данные заносим в таблицу 3.
Таблица 3 - Расчет основных показателей для расчетных схем
|
Показатель |
Номер варианта соединения |
||||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
||
|
nв, шт |
6 |
5 |
4 |
4 |
5 |
4 |
|
|
, км |
218,7 |
213,3 |
188,3 |
193,7 |
207,1 |
201,7 |
|
|
, км |
333,8 |
328,4 |
303,4 |
327,6 |
360,1 |
354,5 |
По минимуму расхода оборудования и длины линий для дальнейшего рассмотрения оставляем 2 варианта соединения: третий и четвёртый.
Для каждого из оставшихся вариантов определяем потокораспределение мощностей по линиям, упрощенно, без учета потерь мощности в линиях схемы и трансформаторах.
Для выяснения, какому из номинальных напряжений (35, 110, 220 кВ) соответствует предложенный вариант схемы - сети проводим пробный расчет сечений проводов линий, причем наиболее загруженную линию при напряжении 35 кВ, а наименее загруженную - при 220 кВ. Если сечение линии на напряжении 35 кВ получится значительно больше рекомендованного (АС-35…АС-150), а для линии напряжением 220 кВ значительно меньше рекомендованного (АС-240…АС-400), то эти варианты на напряжениях 35 и 220 кВ в дальнейшем не рассматриваем.
Расчёты ведём по формулам
;
,
где S'j - полная мощность протекающая по одной линии в данном направлении или по одной цепи двухцепной линии, кВА; jэк =1 А/мм2 - экономическая плотность тока. Находится из таблиц ПУЭ.
Для схемы №3
мм2 >150мм2;
мм2 <240 мм2.
Для схемы №4
мм2 >150мм2;
мм2 <240 мм2.
Исходя из полученных результатов и поставленных условий можно сделать вывод, что линии на напряжение 35 кВ и 220 кВ в наших схемах соединения не подходят. Поэтому считаем на номинальное напряжение 110 кВ. Выбор сечений линий на напряжение 110 кВ проводим полностью. Рекомендованные сечения линий 110 кВ - это АС-70…АС-300. Если расчетное сечение < 70мм2, то его увеличиваем до АС-70. Если же расчетное сечение > 300мм2 - принимаем другое схемное решение, увеличиваем число цепей линии или отказываемся от предложенного варианта.
Сечение проводов линии:
где S'j - полная мощность, протекающая по одноцепной линии или по одной цепи двухцепной линии, МВА; Uн =110 кВ - номинальное напряжение сети; jэк =1 А/мм2 - экономическая плотность тока, А/мм2. Находится из таблиц ПУЭ.
Рассчитываем сечения проводов для всех оставшихся вариантов и заносим результаты в таблицы. Сечение округляем до стандартного и выбираем марки проводов по [1]. Технические характеристики приводятся в [1].
Для схемы №3
мм2, марка провода АС-70, (r0=0,46; x0=0,44).
мм2, марка провода АС-185, (r0=0,17; x0=0,409);
мм2, марка провода АС-70, (r0=0,46; x0=0,44);
мм2, марка провода АС-240, (r0=0,13; x0=0,396);
мм2, марка провода АС-150, (r0=0,210; x0=0,422);
мм2, марка провода АС-240, (r0=0,13; x0=0,396).
Для схемы №4
мм2, марка провода АС-70, (r0=0,46; x0=0,44).
мм2, марка провода АС-185, (r0=0,17; x0=0,409);
мм2, марка провода АС-70, (r0=0,46; x0=0,44);
мм2, марка провода АС-240, (r0=0,13; x0=0,396);
мм2, марка провода АС-150, (r0=0,210; x0=0,422);
мм2, марка провода АС-95, (r0=0,33; x0=0,429);
мм2, марка провода АС-240, (r0=0,13; x0=0,396).
Дальнейшее технико-экономическое сравнение вариантов производим в два этапа.
На первом этапе сравниваем варианты по потерям напряжения. Лучшими считаются варианты, у которых окажутся меньшие потери напряжения от источника питания до наиболее удаленного приемного пункта. Потери напряжения в j - той линии определяем по формуле:
,
где lj - длина линии, км; Pj, Qj - активная (МВт) и реактивная (МВАр) мощности, протекающие по линии; roj, xoj - погонное активное (Ом/км) и реактивное (Ом/км) сопротивление линии (взятое из [1]).
При нескольких последовательно соединенных линиях определяем суммарные потери напряжения на участке "источник питания - наиболее удаленный приемный пункт". Вариант считается пригодным для дальнейшего рассмотрения, если наибольшие потери напряжения будут не более 15% (16,5 кВ) в нормальном и 20% (22 кВ) в послеаварийном режимах работы сети.
Для схемы №3
кВ;
;
;
;
;
.
Для схемы №4
кВ;
;
;
;
;
;
кВ;
кВ <22 кВ.
Сравнивая полученные результаты с допустимыми потерями напряжения при нормальной работе и послеаварийной, делаем вывод, что при всех трёх вариантах потери в линии по напряжению являются приемлемыми.
На втором этапе производим технико-экономическое сравнение оставшихся 3 вариантов схемы сети и номинального напряжения по приведенным затратам. Для технико-экономического сопоставления каждый вариант сети должен быть тщательно разработан с выбором схем подстанций, с расчетом потерь напряжения, мощности и электроэнергии, с определением параметров линии, трансформаторов и т.п.
2.2 Выбор мощности трансформаторов приёмных подстанций
Исходя из условия надежности электроснабжения потребителей 1 категории, на подстанциях принимаем к установке по два трансформатора, мощность каждого определяем приближенно с учетом 40% -ной перегрузки при отключении одного из них. Полученную мощность округляем до ближайшей номинальной мощности трансформатора, указанной в [2], где также приведены типы, каталожные и расчетные данные серийно выпускаемых трансформаторов.
,
где S'i - полная мощность подстанции за минусом мощности компенсирующих устройств, МВА. Данные берём из таблицы 2.
Подстанция "в”:
МВА.
Выбираем два трёхфазных, двухобмоточных трансформатора. Типа ТДН 16000/110. Каждый из них мощностью по 16000 кВА, с РПН, две секции. Общая стоимость 138 тыс. руб.
Подстанция "г”: МВА.
Выбираем два трёхфазных, двухобмоточных трансформатора. Типа ТРДН 32000/110. Каждый из них мощностью по 32000 кВА, с расщеплённой обмоткой, с РПН. Общая стоимость 218 тыс. руб.
Подстанция "б”: МВА.
Выбираем два трёхфазных, двухобмоточных трансформатора. Типа ТДН 10000/110, мощностью 10000 кВА, с РПН, две секции шин. Общая стоимость 140 тыс. руб.
Подстанция "е”: МВА.
Выбираем два трёхфазных, двухобмоточных трансформатора. Типа ТРДН 25000/110. Каждый из них мощностью по 25000 кВА, с расщеплённой обмоткой, с РПН. Общая стоимость 196 тыс. руб.
Подстанция "д”: МВА.
Выбираем два трёхфазных, двухобмоточных трансформатора. Типа ТРДН 25000/110. Каждый из них мощностью по 25000 кВА, с расщеплённой обмоткой, с РПН. Общая стоимость 196 тыс. руб.
2.3 Выбор другого оборудования подстанций
На стороне низшего напряжения подстанций принимаем одиночные секционированные системы сборных шин, причем в случае установки двух двухобмоточных трансформаторов берём две секции шин, для трансформаторов с расщепленными обмотками низшего напряжения - четыре, по одной секции на каждую половину обмотки.
Число отходящих от этих секций фидеров принимаем исходя из средней нагрузки фидеров: Sф = 3 МВА, при номинальном напряжение Uном = 10 кВ.
Тогда количество выключателей на стороне низшего напряжения подстанции
пвн = пвф + пвс + пвр + пвку + пвв,
где пвф - число фидерных выключателей; пвфi = Si/2, Si - полная мощность подстанции, МВА; пвр - число резервных выключателей, равное числу секций; пвс - число секционных включателей, равное числу секций, деленному на два; пвку - число выключателей для подключения батарей конденсаторов, равное количеству конденсаторных установок; пвв - число вводных выключателей, равное количеству обмоток трансформаторов
Подстанции"б”:
шт;
пвр = псекций= 2 шт;
пвс = псекций /2=1 шт;
пвку = пвку =1 шт;
пвв = побм= 2 шт;
пвн = пвф + пвс + пвр + пвку + пвв=5+1+2+1+2=11 шт.
Подстанции "в”:
шт; пвр = псекций= 2 шт;
пвс = псекций /2=1 шт;
пвку = пвку =1 шт;
пвв = побм= 2 шт;
пвн = пвф + пвс + пвр + пвку + пвв=11+1+2+1+2=17 шт.
Подстанции "г”:
шт; пвр = псекций= 4 шт;
пвс = псекций /2=2 шт;
пвку = пвку =2 шт;
пвв = побм=4 шт;
пвн = пвф + пвс + пвр + пвку + пвв=19+4+2+2+4=31 шт.
Подстанции "д”:
шт;
пвр = псекций= 4 шт;
пвс = псекций /2=2 шт;
пвку = пвку =2 шт;
пвв = побм=4 шт;
пвн = пвф + пвс + пвр + пвку + пвв=10+4+2+2+4=22 шт;
Подстанции "е”:
шт;
пвр = псекций= 4 шт;
пвс = псекций /2=2 шт;
пвку = пвку =2 шт;
пвв = побм=4 шт;
пвн = пвф + пвс + пвр + пвку + пвв=11+4+2+2+4=23 шт.
3. Приведенные затраты электрической сети
Типы выключателей, разъединителей, отделителей и короткозамыкателей, а также их характеристики и стоимости ячеек с этими аппаратами приведены в [2] или [3]. В приведенных затратах каждого варианта в общем случае учитываем: стоимости отдельных элементов районной электрической сети (линий, ячеек выключателей, комплектов отделителей и короткозамыкателей, трансформаторов компенсирующих устройств); стоимость иного электрооборудования в данном варианте схемы; отчисления на амортизацию, текущий, капитальный ремонты и обслуживание всего электрооборудования; стоимость потерь электроэнергии в линиях, трансформаторах и компенсирующих устройствах; а также ущерб от недоотпуска электроэнергии потребителям при перерывах электроснабжения в тех вариантах, в которых имеются нерезервированные линии, трансформаторы.
3.1 Расчёт для схемы №3
3 = Рн · К? + И? + У,
где Рн=0,2 - нормативный коэффициент эффективности капиталовложений; К? - суммарные капиталовложения в сеть, руб; И? - суммарные годовые эксплуатационные издержки, руб; У - ущерб от перерыва электроснабжения, руб;
Капиталовложения в электрическую сеть определяются:
К?= Кл + Кп,
где Кл - капиталовложения в линии сети; Кп - капиталовложения в подстанции.
Кл = ? Кол i · li= Кл_одноцепные+ Кл_двухцепные;
Кл_одноцепные=? Кол i · li= Кол 1-б · l1-б+ Кол е-д · lе-д = 33 · 8,1+40,2· 9=629,1 тыс. руб;
Кл_двухцепные =? Кол i · li= (Кол г-в · lг-в) + (Кол 1-г · l1-г) + (Кол 1-А · l1-А) + (Кол А-е · lАе) = (13,9 · 33) + (16,4 · 12,5) + (17,3·20,53) + (17,3·49,1) =1868,3тыс. руб.;
Кл= Кл_одноцепные + Кл_двухцепные=629,1+1868,3=2497,4 тыс. руб.
где Колi - расчетная стоимость одного километра одноцепной или двуцепной линии.
Принимается из таблиц укрупненных показателей стоимости электротехнических устройств; Кол i=8,1 тыс руб. /км (для АС-70, одноцепная с железобетонными опорами, и второму району по гололёду); Кол i=9 тыс руб. /км (для АС-150, одноцепная с железобетонными опорами, и второму району по гололёду); Кол i=16,4 тыс руб. /км (для АС-185, двухцепная с железобетонными опорами, и второму району по гололёду); Кол i=15,5 тыс руб. /км (для АС-150, двухцепная с железобетонными опорами, подвеской обеих цепей и второму району по гололёду); Кол i=13,9 тыс руб. /км (для АС-70, двухцепная с железобетонными опорами, подвеской обеих цепей и второму району по гололёду); Кол i=17.3 тыс руб. /км (для АС-240, двухцепная с железобетонными опорами, подвеской обеих цепей и второму району по гололёду); li - длина трассы одноцепной или двуцепной линии, в км;
Капиталовложения в подстанции:
Кп = Кт+Кору+Кзру+Кку+Кв+Кпост.
Суммарная расчетная стоимость трансформаторов всех подстанций района:
Кт=?Ктi ·ni =69 ·2+47 ·2+98 ·4+109·2=842тыс. руб.,
где Ктi - расчетная стоимость одного трансформатора данной мощности. Берется из таблиц справочников. ni - количество трансформаторов этой мощности.
С целью упрощения все подстанции можно принять двухтрансформаторными.
Суммарная расчетная стоимость открытых распределительных устройств всех подстанций:
Кору = ?Коруi · ni =24 + 19·2+34 ·2=130 тыс. руб.,
где Коруi - расчетная стоимость ОРУ (Открытого распределительного устройства) подстанций данной схемы; ni - количество ОРУ этой схемы.
Здесь различают следующие схемы ОРУ:
схема тупиковой подстанции с одноцепной линией Кору =19 тыс. руб.;
схема тупиковой подстанции с двухцепной линией Кору =24 тыс. руб.;
схема транзитной подстанции с двухцепной линией и несколькими отходящими линиями Кору=34 тыс. руб.
Расчетная стоимость ОРУ зависит от количества коммутационных аппаратов (разъединителей, отделителей, короткозамыкателей).
Расчетная стоимость закрытых распределительных устройств (ЗРУ):
Кзру=Квно· (nф?+nвс?+nвв?+nр?+nку?) =2,5· (104) =260 тыс. руб,
где Квно =2,5 тыс. руб. - расчетная стоимость ячейки с выключателем; nф?, nвс?, nвв?, nр?, nку? - количество фидерных, секционных, вводных, резервных, установок КУ выключателей в ЗРУ 10 кВ приемных подстанций.
Расчетная стоимость конденсаторных установок:
Кку=?Ккуоi · ni =157· 2+100· 2+96·1=610 тыс. руб.,
где Ккуоi - расчетная стоимость конденсаторной установки данной мощности; ni - количество конденсаторных установок этой мощности.
Расчетная стоимость высоковольтных выключателей:
Кв=Квво·mвв?=32 ·4=128 тыс. руб.,
где Квво=32 тыс. руб. - расчетная стоимость высоковольтного выключателя на 110 кВ; mвв? =4 шт. - количество высоковольтных выключателей в схеме.
Постоянные затраты на подстанции:
Кпост=Кпостi · n=130 ·5 =650 тыс. руб.,
где Кпост=130 тыс. руб. - расчетные постоянные затраты на одну подстанцию, которые учитывают капиталовложения не учтенные в предыдущих разделах. Это затраты на здания, дороги, ограждения и прочее; n = 5 - число подстанций в проектируемой сети
Кп = Кт+Кору+Кзру+Кку+Кв+Кпост =2620тыс. руб.
К?= Кл + Кп=2497,4+2620=5117,4 тыс. руб.
Суммарные годовые эксплуатационные издержки:
И?=ИЛ+ИП
где ИЛ - годовые эксплуатационные издержки линии сети:
руб.
Здесь аал=0,8; аол=0,3; арл=2 - процент отчислений от капиталовложений на амортизацию, обслуживание и ремонт линии;
ИП - годовые эксплуатационные издержки подстанций:
, руб.,
где аап=3; аоп=3; арп3,3 - процент отчислений от капиталовложений на амортизацию, обслуживание и ремонт подстанций. в = 0,01 - стоимость одного кВт-ч потерянной электроэнергии, руб/кВт·ч;
Потери электроэнергии в линии:
, МВт·ч;
МВт·ч;
МВт·ч;МВт·ч;
МВт·ч; МВт·ч;
МВт·ч;,
где часов - число часов максимальных потерь;
тыс. руб.
Потери электроэнергии в трансформаторах:
, МВт·ч,
где t=8760 часов - время работы трансформатора в течение года; ДРхх - потери холостого хода в трансформаторе, кВт; ДРкз - потери короткого замыкания при полной загрузке трансформатора, кВт; S'i - мощность, протекающая через трансформатор, МВА; SномТ - номинальная мощность трансформатора, МВА.
МВт·ч;
МВт·ч;
МВт·ч;
МВт·ч;
МВт·ч;
.
тыс. руб.
И?=ИЛ+ИП = 77,5+260,5=338 тыс. руб.
Ущерб от перерыва электроснабжения:
У=уо·Рнб·Тнб·h, руб,
где Рнб =27000 - наибольшая нагрузка отключенных потребителей, кВт; Тнб= Тмакс =4800 ч. - число часов использования наибольшей нагрузки отключенных потребителей; уо =0,63 - удельный ущерб, имеющий место из-за отключения потребителей, руб/кВт·ч;
Для воздушных одноцепных линий 110 кВ на каждые 100 км линии:
где mab =0,004 - удельная повреждаемость, 1/год; tab =19 - продолжительность аварийного ремонта, час/год.
Поэтому:
mав=0,002 1/год,
tав=10 час/год,
h - ожидаемая вероятность перерыва электроснабжения.
.
У=уо·Рнб·Тнб·h=0,63·27000·4800·2,35·10-6=0, 197 тыс. руб.
Подставим полученные результаты в формулу расчёта затрат:
3 = Рн · К? + И? + У=0,2 ·5117,4+338+0, 197=1361,7 тыс. руб.
Проводим аналогичный расчёт для других схем соединения
3.2 Расчёт для схемы №4
3 = Рн · К? + И? + У,
где Рн=0,2 - нормативный коэффициент эффективности капиталовложений; К? - суммарные капиталовложения в сеть, руб; И? - суммарные годовые эксплуатационные издержки, руб; У - ущерб от перерыва электроснабжения, руб;
Капиталовложения в электрическую сеть определяются:
К?= Кл + Кп,
где Кл - капиталовложения в линии сети; Кп - капиталовложения в подстанции.
Кл = ? Кол i · li= Кл_одноцепные + Кл_двухцепные;
Кл_одноцепные=? Кол i · li= Кол 1-б · l1-б+ Кол 2-д · l2-д = 33 · 8,1+26,8· 9=508,5 тыс. руб.;
Кл_двухцепные =? Кол i · li= (Кол г-в · lг-в) + (Кол 1-г · l1-г) + (Кол 1-А · l1-А) + (Кол А-2 · lА-2) + (Кол 2-е · l2-е) = (13,9 · 33) + (16,4 · 12,5) + (17,3·20,53) + (17,3·38,4) + (14,3·28,56) =2091,6 тыс. руб.,
где Колi - расчетная стоимость одного километра одноцепной или двуцепной линии.
Принимается из таблиц укрупненных показателей стоимости электротехнических устройств; Кол i=8,1 тыс руб. /км (для АС-70, одноцепная с железобетонными опорами, и второму району по гололёду); Кол i=9 тыс руб. /км (для АС-150, одноцепная с железобетонными опорами, и второму району по гололёду); Кол i=16,4 тыс руб. /км (для АС-185, двухцепная с железобетонными опорами, и второму району по гололёду); Кол i=15,5 тыс руб. /км (для АС-150, двухцепная с железобетонными опорами, подвеской обеих цепей и второму району по гололёду); Кол i=13,9 тыс руб. /км (для АС-70, двухцепная с железобетонными опорами, подвеской обеих цепей и второму району по гололёду); Кол i=17.3 тыс руб. /км (для АС-240, двухцепная с железобетонными опорами, подвеской обеих цепей и второму району по гололёду); Кол i=14,3 тыс руб. /км (для АС-95, двухцепная с железобетонными опорами, и второму району по гололёду);
Кл= Кл_одноцепные + Кл_двухцепные=508,5+2091,6=2600,1 тыс. руб.
Подобные документы
Генерация и потребление активной и реактивной мощностей в проектируемой сети. Выбор схемы, номинального напряжения и основного электрооборудования линий и подстанций проектируемой сети. Расчет основных режимов работы сети и определение их параметров.
курсовая работа [6,8 M], добавлен 04.06.2021Выбор графа, схемы и номинального напряжения проектируемой электрической сети. Основные технико-экономические показатели проектируемой сети. Регулирование напряжения в электрической сети. Расчёт основных нормальных и утяжелённых режимов работы сети.
курсовая работа [310,6 K], добавлен 23.06.2011Баланс мощности в проектируемой сети, методика расчета мощности компенсирующих устройств. Приведенные затраты электрической сети. Регулирование напряжения. Технико-экономические показатели проектируемой сети. Компоновка Жигулевской гидроэлектростанции.
дипломная работа [935,9 K], добавлен 18.07.2014Выбор номинального напряжения сети, мощности компенсирующих устройств, сечений проводов воздушных линий электропередачи, числа и мощности трансформаторов. Расчет схемы замещения электрической сети, режима максимальных, минимальных и аварийных нагрузок.
курсовая работа [2,5 M], добавлен 25.01.2015Составление вариантов схемы электрической сети и выбор наиболее рациональных из них. Расчет потокораспределения, номинальных напряжений, мощности в сети. Подбор компенсирующих устройств, трансформаторов и сечений проводов воздушных линий электропередачи.
курсовая работа [1,6 M], добавлен 24.11.2013Генерация и потребление активной и реактивной мощностей. Выбор схемы, номинального напряжения, основного электрооборудования линий и подстанций сети. Расчет основных режимов работы сети и определение их параметров. Уточненный баланс реактивной мощности.
дипломная работа [3,1 M], добавлен 29.03.2014Разработка вариантов конфигураций и выбор номинальных напряжений сети. Выбор компенсирующих устройств при проектировании электрической сети. Выбор числа и мощности трансформаторов на понижающих подстанциях. Электрический расчет характерных режимов сети.
курсовая работа [599,7 K], добавлен 19.01.2016Выбор графа, схемы и номинального напряжения проектируемой электрической сети. Распределение мощностей по линиям электропередач сети. Баланс активной и реактивной мощности в сетевом районе. Выбор марки провода и номинальной мощности трансформаторов.
курсовая работа [971,8 K], добавлен 27.12.2013Обеспечение потребителей активной и реактивной мощности. Размещение компенсирующих устройств электрической сети. Формирование вариантов схемы и номинального напряжения сети. Схемы электрических соединений подстанций. Расчет режима максимальных нагрузок.
курсовая работа [140,5 K], добавлен 22.12.2010Потребление и покрытие потребности в активной мощности. Выбор схемы, номинального напряжения и основного электрооборудования линий и подстанций сети. Уточненный баланс реактивной мощности. Расчет основных режимов работы сети и определение их параметров.
курсовая работа [2,4 M], добавлен 16.01.2014
