Мостик

Г

Мостик

Четырехугольник

Четырехугольник

Четырехугольник

Д

Мостик

Четырехугольник

Мостик

Четырехугольник

Е

Четырехугольник

Четырехугольник

Четырехугольник

Четырехугольник

Ж

Четырехугольник

Четырехугольник

Четырехугольник

Четырехугольник

В схеме №7 ПС А замкнута в кольцо с напряжением 220 кВ, что недопустимо, т. к. является технически не осуществимым (невозможно будет выбрать трансформатор мощностью 16 МВА на такое номинальное напряжение). Завышение мощности трансформатора до 40 МВА приведет к низкой загрузке трансформатора (k_з=0,23), а следовательно и к увеличению потерь мощности. В схеме №10 ПС В также объединена в кольцо с подстанцией Д линией 220 кВ, но трансформатор на ПС В принят мощностью 25 МВА. В данном случае завышение мощность трансформатора до 40 МВА также не допустимо (k_з=0,39).

Приняв во внимание вышеизложенные выводы, для дальнейшего технико-экономического рассмотрения оставим схемы №2 и 6.

6. Технико-экономическое сравнение двух вариантов

6.1 Общие сведения

При технико-экономическом сравнении вариантов производится оценка экономической эффективности каждого из них. При этом к показателям, по которым варианты могут быть оценены, относят:

1) Статические. К ним относятся: простая норма прибыли и простой срок окупаемости.

2) Динамические. Эта группа включает такие показатели, как: чисто дисконтированный доход (ЧДД), внутренняя норма доходности, дисконтированный срок окупаемости, удельные дисконтированные затраты, эквивалентные годовые расходы (приведённые затраты), дисконтированные затраты.

В данном курсовом проекте оценка экономичности вариантов производится по эквивалентным годовым расходам, которые определяются по формуле:

, (27)

где Е - норматив дисконтирования, меняющийся в зависимости от ставки рефинансирования ЦБ; принимается равным 0,1;

К - капитальные вложения в рассматриваемый объект за год;

И - суммарные эксплуатационные издержки.

Капитальные вложения - это вложения, необходимые для сооружения электрических сетей, электрических станций и энергообъектов. Они определяются, как:

К = К_ВЛ+К_ПС, (28)

где К_ВЛ - капитальные вложения на сооружение воздушных линий. Сюда входят затраты на изыскательские работы, подготовку трасы, затраты на приобретение опор, проводов, линейной арматуры, заземлителей, их транспортировку и монтаж;

К_ПС - капиталовложения на сооружения подстанций. Их будем определять по укрупнённым стоимостным показателям в /11/, как:

К_ПС= К_ТР+ К_РУ+ К_ПОСТ+ К_КУ, (29)

где К_ТР - рыночная стоимость трансформаторов;

К_РУ- суммарная стоимость ячеек ОРУ на рассматриваемой ПС;

К_ПОСТ - постоянная часть затрат, включающие стоимость средств пожарной безопасности, контура заземления и т.п.;

К_КУ - стоимость принятых к установке БСК.

Для технико-экономического сравнения вариантов эксплуатационные издержки учитываются как процент отчислений от укрупнённых капитальных вложений. Все значения базовых показателей стоимости взяты из укрупненных стоимостных показателей электрических сетей /11 /.

Эксплуатационные издержки включают в себя затраты, связанные с передачей и распределением электроэнергии по сетям, необходимые для эксплуатации энергетического оборудования и электрических сетей в течение одного года.

В эксплуатационные издержки входят:

1) Суммарные затраты электросетевых хозяйств на ремонтно-эксплуатационное обслуживание сетей:

И_РЭО=_РЭО·К, (30)

где _РЭО - нормы на обслуживание и ремонт ВЛ, ПС.

2) Отчисления на амортизацию, включающие отчисления на реновацию и капитальные ремонты

, (31)

где К - капиталовложения в ВЛ и ПС;

Т_сл - срок службы ВЛ и ПС.

3) Стоимость потерь электроэнергии:

, (32)

где ?W - потери электроэнергии в ВЛ, трансформаторах и компенсирующих устройствах;

- удельная стоимость потерь электроэнергии; в текущем году равен 60.

Одинаковые элементы в схемах можно не сравнивать. Таким образом технико-экономическому сравнению

Покажем нахождение потерь на примере участка ТЭС-Г-Д-ТЭС в схеме 6.

6.2 Определение потерь электроэнергии и их оценка

Определение потерь электроэнергии на обозначенном участке необходимо начинать с подготовки всех необходимых данных по нему.

С учётом полученных сведений о линиях для нахождения потоков мощностей, проходящих по ним, будем пользоваться сопротивлением линий. Находить потери будем по эффективной и нескомпенсированной мощностям, т.е. по

Тогда мощности выделенных участков в зимний период будут определяться, как:

(33)

В летний период потоки мощностей находятся аналогично зимним, но с учетом летних эффективных мощностей.

Потери мощности в трансформаторах на подстанциях, входящих в участок ГЭС-Г-Д-ГЭС определим по формуле:

где Т_З(Л) - число часов в зимний (летний) период времени (см. п.1.3);

Т_Г - число часов в году;

R_тр - активное сопротивление трансформаторов;

?Р_ХХ - потери холостого хода в трансформаторах.

Потери мощности на участках, образующих кольцо:

 (34)

Теперь, получив потери в интересующем нас участке, и подставив их значения в формулу (32) можем найти потери в данном кольце.

Таким же образом производится расчёт для каждой схемы до тех пор, пока не будут определены суммарные эксплуатационные издержки и суммарные капиталовложения в проектируемые сети. Результаты расчётов по каждой схеме занесём в таблицу 13.

Таблица 13 - Сравнение двух вариантов по экономическим показателям

Показатель	Схема 2	Схема 6
Капиталовложения в подстанции, млн. руб.	295,8	491,6
Капиталовложения в линии, млн. руб.	477,4	781,8
Суммарные капиталовложения, млн. руб.	773,2	1273
Стоимость потерь электроэнергии, млн. руб.	14,18	10,06
Эксплуатационные издержки, млн. руб.	18,31	30,34
Издержки на амортизацию, млн. руб.	38,66	63,67
Суммарные издержки, млн. руб.	71,15	104,07
Затраты, млн. руб.	148,46	231,4
Себестоимость,	3,01	6,21

Разница в затратах между схемами более 5%.

Из расчета видно, что схема 2 имеет преимущество по всем показателям. Эта схема проще в управлении, хотя и имеет большую стоимость потерь электроэнергии. Примем эту схему для расчета режимов.

В данном разделе был осуществлен расчет и сравнение экономических показателей двух вариантов схем, были определены приведенные затраты, капиталовложения и стоимость потерь электроэнергии. Сравнивая рассчитанные показатели двух схем, была выбрана наиболее экономичная. Расчет экономических показателей схем в программе MathCAD 11 приведен в приложении Д.

7. Расчёт установившихся режимов

7.1 Общие сведения

В каждой энергосистеме в той или иной степени происходит постоянное непрерывное изменение её параметров (частоты f, напряжения U, тока I, мощностей P и Q, углов сдвига между напряжениями в разных точках линии и т.п.). Различное сочетание этих, влияющих друг на друга параметров в каждый момент времени называется режимом энергосистемы.

К режимам, которые наиболее полно описывают картину происходящих в выбранном варианте процессов, относятся:

1. максимальный зимний режим; расчёт в данном режиме производится по максимальной активной и нескомпенсированной в зимний период реактивной мощностям;

2. режим летнего минимума, где за основу берутся те же величины, что и в пункте 1, но рассчитанные для летнего режима;

3. послеаварийный режим, который рассчитывается при обрыве наиболее загруженных участков сети. Начальными данными в этом режиме будут те же значения мощностей, что и в п.1

Данные по выбранным трансформаторам и сечениям ВЛ, необходимые для дальнейшего расчёта, сведём в таблицы 14 и 15.

ПС	Сведения о трансформаторах
	Rтр, Ом	Xтр, Ом	PХ, МВт	QХ, Мвар	Gтр, мкСм	Bтр, мкСм
А	4,38	86,7	0,018	0,112	4,5	31
Б	4,38	86,7	0,018	0,112	1,23	11,81
В	2,54	55,9	0,025	0,175	2,7	19,66
Г	0,87	22	0,059	0,41	2,04	13,23
Д	0,87	22	0,059	0,41	2,04	13,23
Е	4	100	0,082	0,504	1,44	8,45
Ж	4	100	0,082	0,504

Таблица 14 - Исходные данные о трансформаторах на подстанциях

Таблица 15 - Исходные данные по воздушным линиям

Участок	Сведения о линиях
	RВЛ, Ом	XВЛ, Ом	Вij, мкСм	QCi, Мвар
УРП-Б	1,62	9,07	233,3	5,56
УРП-А	7,34	24,79	172	1,04
УРП-Е	3,67	12,39	86	0,52
Б-Г	7,78	26,24	182	1,1
Б-Д	2,9	9,79	272	1,64
Г-В	5,38	9,22	56,2	0,34
В-Д	2,59	8,75	60,7	0,37
А-Е	13,54	28,73	185	1,12

Из всех перечисленных выше режимов алгоритм расчёта приведём лишь для режима максимальной зимней нагрузки. Данный режим будет просчитан при помощи программы Mathcad. Расчёты приведём в приложении Е.

7.2 Расчёт установившегося максимального режима

Алгоритм расчёта режима:

1) Приведем схему выбранного варианта с нанесёнными на неё сечениями проводов и нагрузками на рисунке 3.

Рисунок 3

2) Составляем схему замещения (рис.4). Рассчитываем ее параметры, используя параметры, которые уже указаны в таблицах 18 и 19.

Расчет производился по следующим формулам, с помощью справочных данных для трансформаторов и проводов, взятых из /1/ и /5/.

– активная проводимость

, мкСм (28)

– индуктивная проводимость

, мкСм (29)

– ёмкостная проводимость

, мкСм (30)

– зарядная мощность линий

, Мвар (31)

Рисунок 4 - Схема замещения для ручного расчёта

3) Определяем потери мощности в трансформаторах по следующей формуле:

(32)

4) Находим приведённую, а после и расчётную нагрузку каждого узла, учитывая раздельную работу каждого трансформатора.

Для двух трансформаторов:

S_пр.i= S_i+2·? S_тр.i (33)

S_р.i= S_пр.i - jQ_ci (34)

5) Определяем потоки и потери мощности в линиях на примере кольца УРП- А-Е-УРП (1`-7-8-1``). Схему замещения кольца укажем на рисунке 5.



Рисунок 5 - Схема замещения кольца УРП- А-Е-УРП (1`-7-8-1``)

Находим потоки мощности, текущие по головным участкам 1`-7 и 1``-8.

Находим точку потокораздела:

Как видно из приведённых формул точкой потокораздела в кольце будет узел А (8) как по активной, так и по реактивной мощности.

Разрезая сеть по точке потокораздела, получим две разомкнутые схемы, рассчитывая которые, находим потоки мощности.

Разомкнутая сеть 1`-7-8`:



Рисунок 6

Точно по такому же алгоритму находятся потоки мощности в кольце Б-Д-В-Г-Б. Суммарная нагрузка узла 3 (средняя сторона автотрансформатора) равна:

Затем находим потери мощности в обмотках автотрансформатора и потоки мощности протекающие по ним. Определяем расчетную нагрузку 2 узла:

Рассчитываем разомкнутую сеть 1-2 напряжением 220 кВ.

6) Определяем напряжение в каждом узле. Они находятся при условии, что известны напряжения у источников питания. В данном режиме:

U_УРП=1,09U_ном кВ

Тогда напряжение узлах 2, 7 и 8 можно найти, как:

Для узлов 4 и 5:

Напряжение узла 6 можно получить с двух сторон:

В задании также определены желаемые напряжения на низкой стороне. Поэтому необходимо определять напряжение на шинах НН. Для этого напряжение низкой стороны надо привести к высокой стороне и найти желаемый коэффициент трансформации. После выбираем номер ответвления РПН, который будет обеспечивать желаемое напряжение на низкой стороне.

Расчёты по остальным режимам выполняются в промышленной программе SDO 6 (схема замещения сети в послеаварийном режиме будет приведена на рисунке 15). Также в ней осуществляется проверка рассчитанного ручным способом режима максимальных нагрузок. Данные по его расчёту сведены в таблицу 20.

Таблица 20 - Данные по расчёту максимального режима ручным способом

Подстанция	Uузла, кВ
А	112,2	119,4	10,2	11	10,1
Б	233,6	200,6	10	9	10
В	104,5	101,7	10,4	16	10,3
Г	104,7	100,8	10,3	16	10,3
Д	106,7	103,7	10,4	15	10,4
Е	117	114,2	10,42	10	10,5

Данные, полученные в результате расчёта программой, занесём в приложение Е курсового проекта.

8. Анализ установившихся режимов

8.1 Анализ напряжений в узлах

Полученные значения напряжений высокой и низкой стороны в узлах схемы сравниваются с номинальными. Разница для высокого напряжения не должна выходить за интервал ±15 %, для низкого напряжения ±5%.

Полученные в расчете отклонения сведем в таблицу 21.

Таблица 21 - Анализ отклонения напряжений в узлах

ПС	А	Б	В	Г	Д	Е
Отклонение напряжения	Максимальный режим
ВН	2,5	6,3	-4,6	-4,5	-2,7	6,6
НН	0,8	-0,5	2,8	4	4,6	4,9
Минимальный режим
ВН	-3,7	0,8	-7,5	-7,4	-6	-0,7
НН	0,4	0,2	2,3	3,3	3,7	5,6
Послеаварийный режим
ВН	-0,5	3,9	-9,4	-7,5	-10,8	6,1
НН	1	0	3	3	4	5

Во всех режимах процент отклонений соблюдается во всех узлах.

Расчет отклонений напряжения от номинального приведен в приложении Ж.

8.2 Анализ потерь

Отношение потерь активной мощности к генерируемой мощности не должно превышать 5%. Отношение потерь реактивной мощности к генерируемой с учетом генерации в линиях не должно превышать 25 - 30%.

Расчетные данные поместим в таблицу 22.

Таблица 22 - Оценка потерь мощности

Потери	Максимальный режим	Минимальный режим	Послеаварийный режим
	3	2,4	8,2
	45,4	31,8	60,5

Из таблицы видно, что в максимальном и минимальном режимах потери активной мощности не выходят за допустимые, по реактивной мощности напротив не выдерживаем пределов. В послеаварийном режиме обе составляющие потерь выходят за пределы допустимых.

Расчет анализа потерь мощности приведен в приложении Ж.

8.3 Анализ баланса активной и реактивной мощности

Сумма потребляемой мощности и потерь должна равняться генерируемой мощности.



Расчетные данные по балансу представим в таблице 23.

Таблица - 23 Анализ баланса

Параметр	Максимальный режим	Минимальный режим	Послеаварийный режим
, МВт	304	211,5	321,2
, МВт	304	211,5	320,7
, Мвар	174,4	111,1	216,9
, Мвар	174,1	110,5	215,3

Баланс полностью выполняется во всех режимах, т. е. расчет произведен верно.

Определение баланса приведено в приложении Ж.

8.4 Анализ загрузки ВЛ

Анализ загрузки ВЛ производиться по значениям экономической и фактической плотностей тока, при оптимальной загрузке они должны быть почти равными.

Экономическую плотность тока найдем для каждого из сечений по формуле:

,

где I _эк.max - максимальный ток, принятый из таблицы в ЭТС для каждого сечения, А;

F - сечение провода, мм².

Фактическая плотность тока,

,

где I_ф - ток протекающий по линии в том или ином режиме, взятый из SDO6, А.

Рассчитанные плотности тока приведены в таблице 24.

Таблица 24 - Анализ загрузки ВЛ

Участок	УРП-Б	УРП-А	УРП-Е	Б-Д	Б-Г	Г-В	В-Д	А-Е
Максимальный режим
, А/мм2	0,7	1,2	1,2	1,1	1,2	0,7	1,2	0,9
, А/мм2	0,7	1,1	0,9	0,8	0,9	0,1	1	0,8
Минимальный режим
, А/мм2	0,7	1,2	1,2	1,1	1,2	0,7	1,2	0,9
, А/мм2	0,5	0,8	0,7	0,6	0,7	0,1	0,7	0,6
Послеаварийный режим
, А/мм2	0,8	-	1,2	-	1,2	0,7	1,2	0,9
, А/мм2	1,5	-	2	-	2,6	3,6	0,7	2,6

В максимальном режиме загрузка ВЛ нормальна, в минимальном она снижается за счет снижения нагрузки. В послеаварийном режим линии работают почти с двойной загрузкой.

Анализ загрузки ВЛ приведен в приложении Ж.

Заключение

С помощью данных на проект была спроектирована электрическая сеть для электроснабжения пунктов с различной структурой электропотребления и режимом работы.

Зная только взаимное расположение потребителей и их максимальную нагрузку, с учетом значимых требований были составлены 10 вариантов конфигурации сети. Из них были отобраны 4 схемы наиболее рациональные по ряду признаков и произведен их технический анализ.

По суммарной длине трасс ВЛ, количеству выключателей и числу ступеней трансформации были отобраны 2 схемы, которые были оценены по минимуму приведенных затрат. Одна из схем (с минимальными капиталовложениями) была принята к дальнейшей разработке. Были просчитаны максимальный (ручным расчетом и в SDO6), минимальный и послеаварийный (в SDO6) режимы.

На шинах НН с помощью регулирования напряжения было достигнуто желаемое его значение, тем самым обеспечены требования к качеству электроэнергии.

Анализ режимов позволил оценить устойчивость и надежность работы сети в установившихся режимах.

Полученная сеть электроснабжения наиболее рациональна как по экономическим, так и техническим требованиям.

Библиографический список

1. Блок В. М. Электрические сети и системы. М.: Высшая школа, 1986.

2. Веников В.А. Регулирование напряжения в электроэнергетических системах/ В.А. Веников, В.И. Идельчик, М.С. Лисеев. - М.: Энергоатомиздат, 1985. - 216 с.

3. Железко Ю. С. Компенсация реактивной мощности и повышение качества электроэнергии: М.: Энергоатомиздат, 1986.

4. Идельчик В.И. Электрические системы и сети/ В.И. Идельчик. - М.: Энергоатомиздат, 1989. - 592 с.

5. Неклепаев Б.Н. Электрическая часть электростанций и подстанций/ Б.Н. Неклепаев, И.П. Крючков. - М.: Энергоатомиздат, 1989. - 608 с.

6. Поспелов Г.Е. Электрические системы и сети/ Поспелов Г. Е., Федин В.Т. - Мн..: Выш. Шк., 1988.-308 с.

7. Правила устройства электроустановок: Справочник / С.Г. Королев, А.Ф. Акимкин и др. - М.: Энергоатомиздат, 2001. - 652 с.

8. Рожков Л.Д. Электрооборудование станций и подстанций/ Л.Д. Рожков, В.С. Козулина. - М.: Энергоатомиздат, 1987. - 648 с.

9. Савина Н.В. Электрические сети в примерах и расчетах/ Н.В. Савина, Ю.В. Мясоедов, Л.Н. Дудченко. - Благовещенск: Издательство АмГУ, 1999. - 238 с.

10. Справочник по проектированию электроэнергетических систем: Справочник / С.С. Рокотян, И.М. Шапиро и др. - М.: Энергия, 1977. - 288 с.

11. Файбисович Д. Л. Укрупненные стоимостные показатели электрических сетей 35 - 1150 кВ/ Файбисович Д. Л., Карапетян И.Г. - М.: Фолиум, 2003.

13. Экономика промышленности т.2: Учебник /, А.Б. Кожевников и др. - М.: Экономика, 2001 350 с.

14. Электротехнический справочник: Справочник / под общ. ред. В.Г. Герасимов и др. - М.: Издательство МЭИ, 2002. - 964 с.