Проектування розвитку електричної системи на базі існуючої схеми із заданими джерелами

P_Г = К₀+ P_м, (7.1)

P_Г - активна потужність, на шинах постачальних підстанцій;

- сумарна активна потужність навантажень;

P_м = 0,05- втрати активної потужності у лініях і трансформаторах (приймається у попередніх розрахунках; приймається, що вони складають 5% від );

К₀ = 0,9 - коефіцієнт одночасності максимуму навантаження.

Реактивна потужність, від підстанції визначається:

Q_Г = P_Гtg(arccos_Г), (7.2)

Наближений розгляд споживання реактивної потужності, а також орієнтовний вибір потужності, типів і розташування компенсуючих пристроїв у мережі необхідно провести до техніко-економічного порівняння варіантів схеми мережі.

Компенсація реактивної потужності може істотно впливати на значення повних навантажень підстанцій, а відповідно, і на вибір потужності трансформаторів, переріз проводів ліній, на втрати напруги, потужності і енергії в мережі. У кінцевому підсумку вибір потужності компенсуючих пристроїв, їх розміщення на підстанціях мережі впливає на оцінку технічних і техніко-економічних показників варіантів схеми мережі і, отже, може впливати на вибір раціональної номінальної напруги і схеми мережі, яка проектується.

Балансу реактивної потужності в системі має відповідати рівняння:

Q_Г ++= 0,95++, (7.3)

де 0,95- реактивна потужність навантажень з врахуванням коефіцієнта одночасності максимуму реактивного навантаження.

- сумарні втрати реактивної потужності в лініях,

- зарядна потужність, що генерується лініями,

- реактивна потужність додаткових джерел реактивної потужності (компенсуючих пристроїв - КП);

- сумарні втрати реактивної потужності в трансформаторах.

Таким чином, сумарна реактивна потужність, яка необхідна для електропостачання району, складається із реактивного навантаження споживачів у заданих пунктах і втрат реактивної потужності в лініях і трансформаторах (автотрансформаторах) мережі,

Проведемо розрахунок балансу активних потужностей для кожного нового контуру:

для контуру 14-705-703-704-2:

P_Г = 0,9+ 0,05= 0,95= 0.95 (9.2+11.4+10.3) = 29.36 (МВт);

для контуру 8-202-203-9:

P_Г = 0.95(6.3+8.9) = 14.44(МВт).

Розрахунок балансу реактивних потужностей виконується для кожного контуру окремо.

Для контуру 14-705-703-704-2:

Q_Г = P_Гtg(arccos_Г) = 29.36 tg(arccos(0.85)) = 29.360.62 = 18.19 (МВАр);

=0.95+-Q_Г = 0.95 (4.405+ 6.454 + 5.55) +

+ 0.1(10.2 + 13.1 + 11.7) - 18.19 = 0.899 (МВАр).

Для контуру 8-202-203-9:

Q_Г = 14.440.62 = 8.95 (МВАр);

= 0.95(3.051 + 4.353) + 0.1(7 + 9.55) - 7.95 = 0.739 (МВАр).

Виходячи з розрахунків робимо висновок, що не потрібно встановлювати компенсуючі пристрої.

8. РОЗРАХУНОК І АНАЛІЗ УСТАЛЕНОГО РЕЖИМУ ЕЛЕКТРИЧНОЇ МЕРЕЖІ ПІСЛЯ РОЗВИТКУ

Файл вхідних даних з врахуванням розвитку представлений у додатку Е. Попередньо розрахувавши усталений режим, виявилось, що на деяких лініях необхідно змінювати переріз, оскільки активні потужності, що протікають по них, перевищують граничні значення економічних потужностей для даних перерізів.

Отже були збільшені перерізи таких ліній:

лінія 100-101 з АС 185 на АС 240;

лінія 108-200 з АС 120 на АС 150;

лінія 102-101 з АС 185 на АС 240;

лінія 111-2 з АС 120 на АС 150;

лінія 2-704 з АС 120 на АС 150.

З врахуванням уточнення перерізів, вхідними даними для розрахунку усталеного режиму є:



Отримані результати розрахунків усталеного режиму електричної мережі 110/35/10 кВ після розвитку з врахуванням уточнення перерізів представлені в додатку Е.

Аналізуючи отриману інформацію, ми впевнились, що напруга у деяких вузлах на стороні НН 10 кВ не є допустимою. Тому було проведено регулювання рівнів напруги за допомогою зміни коефіцієнтів трансформації трансформаторів. Результати розрахунку усталеного режиму з врахуванням регулювання приведені в додатку Е. Електрична мережа після розвитку характеризується низькими втратами потужності 5.395 МВт або 5.% від потужності генерації.

Результати розрахунку усталеного режиму після розвитку показано відповідно на рис. 8.1.

Також було проведено регулювання рівнів напруги в усіх інших режимах. Вхідні дані та результати розрахунку мінімального та післяаварійного режимів електричної мережі після розвитку відповідно представлені в додатках Ж та К.

Також результати розрахунку даних режимів показано відповідно на рис. 8.2 та 8.3.

У післяаварійному режимі була розірвана головна ділянка 7-201 та 8-202.

Покажемо результати регулювання в усіх режимах в таблиці 8.1.

Таблиця 8.1 - Результати регулювання в усіх режимах

№ підстанції	Положення перемикача відгалуджень
	Максимальний до регулювання	Максимальний	Мінімальний	Післяаварійний
1	7/8	6/4	10/9	1/1
2	9/9	5/5	9/9	2/2
3	11	9	9	9
4	8/9	6/5	9/7	1/1
5	10/9	7/7	9/9	2/2
6	9/9	6/6	8/8	2/2
7	9	5	7	2
8	11	8	7	3
9	10/12	8/8	8/7	3/3
10	11	9	11	4
11	12	9	10	3
12	12	9	11	5
13	12	8	9	5
14	10/12	7/7	10/9	3/3
15	9	7	7	2
701		7	7	3
702		7	5	1
703		7	7	2
704		7	7	2
705		7	8	2

Рисунок 8.1 - Результати розрахунку максимального режиму



Рисунок 8.2 - Результати розрахунку мінімального режиму



Рисунок 8.3 - Результати розрахунку післяаварійного режиму

9. ВИЗНАЧЕННЯ ПОВНИХ ВИТРАТ НА РОЗВИТОК ЕЛЕКТРИЧНОЇ МЕРЕЖІ

При спорудженні всієї мережі загальні витрати визначають за формулою (розрахунки виконуємо для оптимального варіанту):

З = Е_н К + В + Зб, (9.1)

де З - загальні витрати, тис.грн.;

Е_н - нормативний коефіцієнт нормативності капітальних вкладень, приймається Р_н = 0.12;

К - одночасні капітальні витрати, тис.грн.;

В - щорічні витрати на експлуатацію мережі.

Одноразові капітальні витрати складаються з двох складових:

К = К_П/СТ + К_ЛЕП, (9.2)

де К_П/СТ - одночасні капітальні вкладення на спорудження підстанцій, тис.грн.;

К_ЛЕП - одноразові капітальні витрати на спорудження ліній електропередач, тис.грн..

Капітальні витрати на спорудження підстанцій обчислюються за формулою:

К_П = К_т + (К_в + К_вру) + К_пост, (9.3)

де К_т - витрати, які враховують вартість трансформаторів, тис.грн.;

К_в + К_вру - витрати, які враховують вартість вимикачів та відкритих розподільчих пристроїв, тис.грн.;

К_ПОСТ - постійна частина витрат, тис.грн..

Вартість трансформаторів буде такою:

К_тр = n_тр С_тр = (263 + 254 +2 30.5) 8 = 2360 (тис.грн.). (9.4)

Визначаємо К_в + К_ору з врахуванням нових приєднань до існуючої мережі:

К_в + К_врп = (2742+1205) 8 = 13872 (тис.грн.).

Визначаємо К_пост :

К_пост = (2105+2904) 8 = 17680 (тис.грн.).

Таким чином капітальні витрати на спорудження підстанцій:

К_П = 2360+ 13872 + 17680 = 33912 (тис.грн.).

Капітальні витрати на спорудження ліній електропередач визначаються за наступною формулою:

К_ЛЕП = С_Т l, (9.5)

де С_Т - вартість 1 км ЛЕП, тис.грн..

К_ЛЕП = (14.4 (10.78+16.94+15.4+10.78+10.78+9.1) + 27(12.6+14) +

+ 23.917.5 +13.3 (13.09+14)) 8. = 20329.432 (тис.грн.).

Одночасні капітальні витрати К:

К = 7153.6 + 21647.74 = 27483.32 (тис.грн.).

Щорічні витрати на експлуатацію мережі обчислюються за формулою:

В = В_л + В_п + В_w, (9.6)

де В_л - відрахування від капітальних витрат на амортизацію, обслуговування та ремонт ліній, тис.грн.:

В_л = (К_лЕП Р_Л%)/100, (9.7)

де Р_Л% - норма щорічних відрахувань на амортизацію ремонт та обслуговування повітряних ліній;

В_П - відрахування від капітальних витрат на амортизацію, обслуговування та ремонт підстанцій, тис.грн.:

В_П = (К_П/СТ Р_П%)/100, (9.8)

де Р_П% - норма щорічних відрахувань на амортизацію ремонт та обслуговування електротехнічного устаткування підстанцій;

де В_w - щорічні витрати на експлуатацію мережі, що враховують збільшення втрат електроенергії в існуючій мережі:

, (9.9)

де b₀ - вартість 1 кВтгод втраченої електроенергії (b =5.8810^-28 = 0.47 грн = 0.4710^-5 тис.грн/кВтгод);

Р₁ (1.159 МВт) та Р₂ (2.312 МВт) - втрати активної потужності взяті відповідно з розрахунку режиму максимальних навантажень вхідної електричної мережі та мережі з врахуванням нових споживачів електричної енергії.

Таким чином у відповідності з формулами, що подані вище маємо:

В_л = (20329.432 5.94)/100 = 1207.57(тис.грн.);

В_П =(33912 21)/100 = 7121.52 (тис.грн.);

В_w = 47.10^-5(2.312 - 1.159)10³3979 = 2156.25 (тис.грн.);

В = 1207.57+ 7121.52 + 2156.25 = 10485.34 (тис.грн.).

Народногосподарський збиток для споживача через недостатню надійність мережі відсутній оскільки всі нові споживачі першої категорії.

Сумарні витрати для мережі:

З_ЕМ = 0.12 27483.32 + 10485.34 + 0= 13783.34 (тис.грн.).

В курсовому проекті загальним критерієм економічної ефективності є значення рентабельності капіталовкладень в електричні мережі:

, (9.10)

де - середньозважений тариф на електроенергію в даній енергосистемі (без податку з обороту), приймається рівним 54 коп./кВтгод;

- частка вартості реалізації електроенергії, що припадає на електричну мережу (для мереж 110 кВ складає 0,23);

- додаткове надходження електроенергії в мережу, зумовлене спорудженням електромережевого об'єкта, млн.кВтгод.;

В - додаткові щорічні витрати на експлуатацію мережі, тис. грн..

Таким чином рентабельність буде такою:

.

Отже строк окупності буде рівним:

Т_ок = = 6.02 (років).

ВИСНОВКИ

В даному курсовому проекті було спроектовано розвиток електричної мережі 110/35/10 кВ.

Для спроектованої мережі було проведено розрахунки по визначенню прогнозу навантаження існуючих споживачів на наступний період (5 років) та перевірено необхідність заміни обладнання (трансформаторів на більш потужні) та перерізів проводів. Після обрахунку усталеного режиму існуючої електричної мережі з врахуванням прогнозу виявилось, що необхідно збільшити перерізи проводів на лініях 102-2 та 2-111.

До існуючої схеми потрібно було підключити 5 додаткових навантаження (№701, 702, 703, 704 та 705). Було прийнято, що до даних пунктів під'єднані споживачі 1 категорії надійності електропостачання, тому електропостачання зазначених пунктів виконується по одноланцюговим лініям від двох джерел та на споживаючих підстанціях передбачене встановлення двох трансформаторів.

Оптимальна схема електричної мережі вибиралась за допомогою двох методів: динамічного програмування та поконтурної оптимізації. На базі цих методів оптимальна схема визначається за мінімальними приведеними витратами.

Для розрахунку за методом динамічного програмування було намічено 5 варіантів схем з майже однаковими сумарними капіталовкладення, з яких вибрано оптимальний варіант під номером 4, при цьому головним критерієм вибору є надійність електропостачання. Розвиток проводився на протязі 3-ох років.

За методом поконтурної оптимізації було розраховано 6 контурів з яких оптимальними виявились 2 контури. Оскільки за даним методом оптимальна схема виявилась радіально-магістральною, то було прийнято рішення доопрацювати її. Таким чином, було отримано 2 замкнутих контури. Оптимальна схема за даним методом виявилась ідентичною зі схемою, яка була обрана за методом динамічного програмування.

Існуюча схема підстанції Городок (вузол 14) була повністю реконструйована. Для даної вузлової підстанції було порівняно два варіанти схеми РП. Для кожного з варіантів було визначене математичне очікування збитку і на основі цього - сумарні питомі витрати з урахуванням надійності на базі яких була вибрана краща схема типу « одна секціонована система шин з обхідною з суміщеними секціонованим і обхідним вимикачами ».

Також були реконструйовані підстанції Ярмоленці (вузол 2) «одна секціонована система шин з обхідною з окремими секціонованими і обхідними вимикачами », Аеропорт (вузол 1) « одна секціонована система шин з обхідною з окремими секціонованими і обхідними вимикачами», Солобківці (вузол 3) «місток з вимикачами в ланцюгах тр-рів».

Враховуючи результати попередніх розрахунків, схему електричних з'єднань проектованої мережі, а також можливості її подальшого розвитку, для підстанцій вузлів 701, 702, 703, 704 та 705 було вибрано схему РП типу «місток».

Для спроектованої мережі було проведено розрахунок максимального режиму роботи. На основі результатів розрахунку було прийнято рішення на існуючих лініях 100-101, 108-200, 102-101,111-2 та 2-704 збільшувати переріз проводу.

Також було проведено розрахунок інших основних режимів роботи: мінімального та післяаварійного.

Для усіх режимів за допомогою РПН трансформаторів було проведено регулювання рівнів напруги у всіх вузлах спроектованої мережі.

Спроектована мережа характеризується низькими втратами активної потужності - 5.395 МВт (5.0 %) при сумарній активній потужності генерації 113.85 МВт.

Загальні витрати на мережу складають 13783.34 тис. грн..

Рентабельність капіталовкладень становить 16,59 %, а строк окупності - 6.02 років.

ЛІТЕРАТУРА

1. Блок Д.П. Пособие к курсовому и дипломному проектированию для энергетических специальностей. - М.: Высшая школа, 1981.

2. Розанов М.Н. Надежность электрических систем. - М.: Энергоатомиздат, 1984.

3. Справочник по проектированию электрических сетей и систем / Под ред. Рокотяна С.С. - М.: Энергоатомиздат, 1985.

4. Методичні вказівки до курсового проекту з дисципліни «Проектування електричних систем» для студентів спеціальності 7.090602 - «Електричні системи і мережі» / Уклад. Ж.І. Остапчук. - Вінниця: ВДТУ, 1998, - 47 с.

5. Лук'яненко Ю.В., Остапчук Ж.І., Кулик В.В. Розрахунки електричних мереж при їх проектуванні. - Вінниця: ВДТУ, 2002.

6. Остапчук Ж.І., Кулик В.В., Видмиш В.А. Методичні вказівки до виконання курсового проекту з дисципліни «Електричні системи і мережі». - Вінниця: ВНТУ, 2004.

7. Методика определения экономической эффективности капитальных вложений в энергетику. - К.: Минэнерго Украины, 1997.

8. Остапчук Ж.І., Томашевський Ю.В. Методичні вказівки до виконання лабораторних робіт з дисципліни “Моделі оптимального розвитку електричних систем”. - Вінниця, ВДТУ, 2002.

9. Остапчук Ж.І., Кулик В.В., Тептя В.В. Моделювання в задачах розвитку електричних систем. Навчальний посібник. - Вінниця: ВНТУ, 2008. - 128 с.

10. Остапчук Ж.І., Тептя В.В. Моделювання розвитку електричних систем в прикладах і задачах. Навчальний посібник. - Вінниця: ВНТУ, 2008. - 97 с.

Размещено на Allbest.ru