Проектирование сети для электроснабжения группы потребителей

Общее потребление активной мощности всеми потребителями. Выбор оптимального варианта схемы сети. Расчёт радиально-магистральной схемы и кольцевой сети. Расчёт потокораспределения сложно-замкнутой сети. Оценка экономической эффективности вариантов.

Рубрика Физика и энергетика
Вид курсовая работа
Язык русский
Дата добавления 28.05.2013
Размер файла 178,3 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/

1. Задание на проектирование

Спроектировать сеть для электроснабжения группы потребителей.

Таблица 1. Задание

Сведения о потребителях

Состав по категориям

Р, МВт

сos ц

Uн ном, кВ

I, %

II, %

III, %

1

4,3

0,86

10

30

20

50

2

20,1

0,72

10

0

25

75

3

12,4

0,74

6

25

15

60

4

21,5

0,86

10

0

0

100

5

28,3

0,8

10

10

10

80

6

21,3

0,75

10

0

0

100

Мощность приведена для режима наибольших нагрузок. Число часов использования максимума 6700. В режиме наименьших нагрузок потребление активной мощности снижается на 30%. При этом tg ц возрастает на 0,03.

Мощность ТЭЦ - 45 МВт. Коэффициенты мощности ТЭЦ и энергосистемы - 0,95 и 0,94 соответственно.

На шинах РПП во всех режимах поддерживается напряжение 1,05 от номинального.

Выполнить расчёты:

1 Расчёт баланса мощности и расстановка компенсирующих устройств.

2. Составление вариантов конфигурации сети с анализом каждого варианта.

3. Предварительный приближенный расчёт трёх отобранных вариантов.

4. Технико-экономическое сравнение вариантов и выбор из них лучшего.

5. Выбор трансформаторов на подстанциях потребителей.

6. Уточнённый расчёт электрических режимов выбранного варианта.

7. Проверка достаточности регулировочного диапазона трансформаторов.

8. Уточнение баланса мощности и определение себестоимости передачи электроэнергии.

2. Составление баланса мощности

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

где: - активная мощность i-го потребителя из задания;

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

принимаются в пределах 3…8% от потребляемой активной мощности. Принято - 6%.

Потери активной мощности первого потребителя:

Полная мощность i-того потребителя:

Реактивная мощность каждого потребителя и общее её потребление:

где, - общие потери реактивной мощности во всей сети.

Реактивная мощность потребителей:

Мвар;

Мвар;

Потери реактивной мощности в трансформаторах принимаются равными 6% от его полной мощности:

;

Мвар;

Таблица 2 - Баланс мощности

Потребитель

1

2

3

4

5

6

Итого

Pi,МВт

7,6

8,9

17,3

16,2

28,6

6,9

90,63

Pi,МВт

0,456

0,534

1,038

0,972

1,716

0,414

Qi,Мвар

8,885

9,861

17,65

15,167

35,255

7,238

101,693

Qтрi, Мвар

0,702

0,797

0,483

1,332

2,724

0,6

Qку, Мвар

6,131

6,611

11,266

9,132

24,974

4,701

62,816

nку

14

16

27

22

58

12

149

, Мвар

2,585

2,661

5,5

5,267

9,155

1,838

27,006

Si,МВ·А

8,028

9,29

18,153

17,035

30,03

7,141

89,675

По результатам, занесённым в таблицу, определяются требуемые мощности:

;

МВт;

Мвар.

По заданному коэффициенту мощности энергосистемы определяется располагаемая реактивная мощность. Так как в сети имеется независимый источник ограниченной мощности - местная ТЭЦ, то его реактивная мощность также учитывается:

;

Мвар.

Имеется дефицит реактивной мощности - необходима установка компенсирующих устройств. Необходимая мощность компенсирующих устройств для потребителей:

Так как среди источников имеется местная ТЭЦ, то вместо в эту формулу подставляется:

=0,429

Мвар.

Для компенсации используются батареи статических конденсаторов. Количество компенсирующих установок:

;

где, Qед - мощность одной установки.

Принимаются к установке компенсирующие устройства типа ККУ-10 и ККУ-6 с единичной мощностью 0,45 Мвар.

С учётом компенсации реактивная мощность потребителей составит:

;

Мвар.

Проверка расчёта баланса:

;

Баланс практически сошёлся - расчёты верны.

3. Выбор оптимального варианта схемы сети

Суммарная протяженность ВЛ от РПП1 до потребителей = 361 км, от РПП2 - 354 км. К расчётам принимается РПП2.

Электрическая сеть должна обеспечить надёжность электроснабжения. Потребители 1-й и 2-й категории обеспечиваются электроэнергией не менее чем от двух независимых источников питания.

Если в одном пункте имеются потребители разных категорий, то при выборе схемы сети исходят из высшей категории потребителей данного пункта. Все варианты схем делятся на три группы: радиально-магистральные схемы, кольцевые схемы и смешанные.

Вариант 1 - магистрально - радиальная сеть. Все ЛЭП прокладываются напрямую от РПП.

; км;

N У1 = 7 шт.; L1 = 408 + 7•4 = 436 км.

Принято, что стоимость сооружения одного километра двухцепной линии в полтора раза выше, чем одноцепной. Необходимое количество выключателей складывается из выключателей на подстанции энергосистемы (7 шт.) - по одному выключателю на каждый отходящий фидер.

Во втором варианте (рис. 3.3) радиально - магистральной схемы сокращается протяженность ВЛ, но увеличивается количество выключателей, так как ПС1 и ПС5 в новой схеме - узловые.

км;

N У2 = 14 шт.; L2 = 423 км.

Вариант 3 (рис. 3.4) усовершенствование радиально - магистральных вариантов 1 и 2. Максимально уменьшается протяженность и наименьшее количество выключателей.

км; N У3 = 4 шт.; L3 = 318 км.

Вариант 4 (рис. 3.5) - однокольцевая схема: в кольцо объединяются все РП и ТЭЦ. ВЛ в одноцепном исполнении.

км; N У4= 9 шт.; L4= 328 км.

Вариант 5 (рис. 3.6). Комбинированная сеть - часть потребителей объединяется в кольцо, остальные соединены радиально-магистральным способом. км; N У5= 12 шт.; L5= 360,5 км.

4. Предварительный расчёт выбранных вариантов

Предварительный расчёт необходим для технико-экономического сравнения отобранных вариантов и выбора лучшего из них.

Предварительный расчёт потокораспределения производится для режима наибольших нагрузок. Расчёт потокораспределения радиально-магистральной линии делается на основании первого закона Кирхгофа, двигаясь от наиболее удалённых потребителей к источнику. Так как расчёт приближенный, то потерями мощности пренебрегают.

4.1 Предварительный расчёт радиально-магистральной схемы 3

Потокораспределение:

Поток мощности на участке 2-6 равен мощности ПС6:

МВ•А.

Поток мощности на участке 5-2 определяется суммированием двух потоков, вытекающих из узла 2:

МВ•А.

Поток мощности на участке Р-5 определяется суммированием двух потоков, вытекающих из узла 5:

МВ•А.

Поток мощности на линии Р-1-Т-3-4 рассчитывается аналогично.

С помощью формулы Илларионова, определяется целесообразное номинальное напряжение на участках:

;

кВ.

Принимается ближайшее стандартное значение 110 кВ.

Таблица 4.1 - Выбор напряжений для варианта 2

Участок

L, км

P, МВт

Q, Мвар

S, МВ·А

U', кВ

Uном, кВ

Р-5

38

44,4

13,654

46,452

89,168

110

5-2

45

15,8

4,5

16,428

55,252

110

2-6

20

6,9

1,838

7,141

50,812

110

Р-1

20

1,1

4,873

4,995

14,792

110

1-Т

42

6,5

7,458

9,893

35,78

110

Т-3

23

33,5

10,766

35,187

76,474

110

3-4

30

16,2

5,267

17,035

76,475

110

Для участков Р-1 и 1-Т принимается номинальное напряжение 110 кВ, так как участки не конечные.

Выбор сечений проводов линий

В качестве основного метода используется метод экономических интервалов. Считается, что по климатическим условиям район сооружения сети соответствует III району по гололеду, и будут использоваться одноцепные и двухцепные ВЛ на железобетонных опорах. На рисунке 4.2 представлены номограммы экономических интервалов, по которым выбираются сечения проводов.

Одноцепная 110 кВ Двухцепная 110 кВ

Рисунок 4.2 - Номограммы экономических интервалов

Для этого находится значение параметра и величина тока в каждой цепи в часы наибольших нагрузок.

, (кВт/руб.)1/2

Аргумент, зависящий от параметров, входящих в подкоренное выражение.

Для заданного значения числа часов использования максимума Тм=6000 ч ф определяем по графику из справочной литературы: ф =4250 ч.

В качестве приемлемого срока окупаемости принимается года. Соответствующая этому сроку окупаемости эффективность капиталовложений составит: .

Стоимость потерь электроэнергии принимается 0,6 руб./кВт•ч. Норма отчислений на амортизацию и обслуживание принимается .

Тогда, (кВт/руб.)1/2.

Наибольший ток в одной цепи линий:

;

А.

По номограмме для двухцепной линии 110 кВ на рис. 4.2 определяется, что при ток 121,905 А попадает в экономический интервал сечения 120 мм2. Следовательно, для этой линии выбирается провод марки АС-120/19.

Выбранные провода проверяются по техническим ограничениям. В наиболее тяжелом послеаварийном режиме, когда одна из цепей линии будет выведена из работы, ток в оставшейся цепи удвоится.

Допустимая нагрузка для провода АС 120/19 составляет 390 А.

.

Все провода выдерживают удвоенный ток послеаварийного режима.

Параметры линий и их режимы

Активные (R) и реактивные (X) сопротивления линий определяются по формулам:

, Ом; , Ом;

где, и - длина участка в км и количество цепей;

, - погонные активное и реактивное сопротивления, Ом/км;

Для провода АС-120/19 110 кВ Ом/км, Ом/км.

Ом; Ом.

Потери мощности по участкам:

,

где, , МВт - приближенное значение потока мощности на участке;

, Ом - активное сопротивление участка.

МВт.

Потери напряжения в нормальном режиме:

, кВ;

где, и - активная и реактивная составляющие потока мощности на участке.

кВ или .

Таблица 4.2 - Выбранные сечения провода и некоторые параметры радиально - магистральной сети

Участок

S, МВ·А

I, А

F, мм2

R, Ом

X, Ом

ДP, МВт

ДU, %

Р-5

46,452

121,905

120/19

4,731

8,113

0,844

2,651

5-2

16,428

43,113

120/19

5,603

9,608

0,125

1,089

2-6/1 цепн.

7,141

37,479

120/19

4,98

8,54

0,021

0,414

Р-1

4,995

13,109

120/19

2,49

4,27

0,005

0,195

1-Т

9,893

25,963

120/19

5,229

8,967

0,042

0,834

Т-3

35,187

92,343

120/19

2,864

4,911

0,293

1,229

3-4/1 цепн.

17,035

89,409

120/19

7,47

12,81

0,179

1,558

Потери напряжения по линиям:

ДUР-5-2-6 = 4,154%; ДUР-5-2-6 п/ав = 6,806%;

ДUР-1-Т-3-4 = 3,816%; ДUР-1-Т-3-4 п/ав = 5,045%.

В качестве наиболее тяжелых послеаварийных режимов принимаются режимы, которые возникают после отказа одной из цепей на том участке каждой магистрали, где в нормальном режиме наблюдается наибольшая потеря напряжения: участки Р-5 и Т-3. Сопротивления участка после отказа одной цепи возрастают в два раза, поэтому также в два раза возрастает потеря напряжения на этом участке.

Как в нормальном режиме, так и в послеаварийных режимах общая потеря напряжения ниже, чем возможности устройств РПН трансформаторов 110 кВ, составляющих ±9 ?1,78 = ±16,02%.

Суммированием по всем участкам определяются общие потери мощности: МВт.

Выбор трансформаторов и схемы ОРУ на стороне ВН

Если среди потребителей подстанции есть потребители первой или второй категории, то, согласно ПУЭ, требуется установка двух трансформаторов. Номинальная мощность трансформаторов выбирается по двум условиям.

Во-первых, в нормальном режиме должно быть обеспечено электроснабжение всех потребителей: ; во-вторых, в послеаварийном режиме, должно быть обеспечено электроснабжение потребителей I и II категории с учётом допустимой перегрузки трансформатора, оставшегося в работе:

.

Среди потребителей ПС1 1 кВ согласно заданию имеются потребители I и II категории (40%). Поэтому предусматривается установка двух трансформаторов. Номинальная мощность трансформаторов:

Для ПС1 и ПС2 выбирается схема: мостик с выключателем в перемычке и КТПБ 110/10 кВ с трансформаторами 2?6,3 МВ·А.

Для ПС3 выбирается схема: мостик с выключателем в перемычке и КТПБ 110/6 кВ с трансформаторами 2?10 МВ·А.

Для ПС4 выбирается схема: блок линия - трансформатор и КТПБ 110/10-10 кВ с трансформатором 1?25 МВ·А.

Для ПС5 выбирается схема: мостик с выключателем в перемычке и КТПБ 110/10-10 кВ с трансформаторами 2?25 МВ·А.

Для ПС6 выбирается схема: блок линия - трансформатор и КТПБ 110/10 кВ с трансформатором 1?10 МВ·А.

4.2 Предварительный расчёт кольцевой сети, схема №4

Расчётная схема этого варианта представлена на рис. 4.3. Условно источник «разрезается» и кольцо разворачивается, превращая кольцевую сеть в магистральную линию с двухсторонним питанием.

Расчёт потокораспределения производится, начиная с головного участка:

МВт;

Мвар

Поток на участке 1-4 определяется по первому закону Кирхгофа:

МВ•А.

В конце делается проверка правильности расчёта. Для этого определяется поток мощности на противоположном головном участке и сравнивается с потоком мощности, полученным по первому закону Кирхгофа:

МВт;

Мвар

Расчёты, сделанные по первому закону Кирхгофа проведены верно.

Целесообразная величина напряжения определяется по наиболее загруженному головному участку 5-Б:

кВ.

Принимается номинальное напряжение для всей сети 110 кВ.

Выбор сечений проводов, сопротивлений участков, потерь мощности и напряжения проводится аналогично п. 4.1, результаты в табл. 4.3.

Общие потери мощности составляют МВт;

Потеря напряжения от источника до точек потокораздела:

%;

%.

Таблица 4.3 - Выбранные сечения и некоторые параметры линий кольцевой сети

Участок

S, МВ·А

I, А

F, мм2

R, Ом

X, Ом

ДP, МВт

ДU, %

ДU п/ав, %

А-1

17,454

91,609

150/24

3,96

8,4

0,099

0,74

2,099

1-4

9,671

50,758

150/24

11,484

24,36

0,089

0,93

4,844

4-3

8,428

44,237

150/24

5,94

12,6

0,035

0,876

1,162

3-Т

26,175

137,381

185/29

3,726

9,499

0,211

1,584

0,494

Т-2

17,781

93,328

150/24

9,108

19,32

0,238

2,398

5,522

2-6

8,676

45,538

150/24

3,96

8,4

0,025

0,567

1,925

6-5

2,919

15,325

150/24

14,193

24,339

0,01

0,626

5,196

5-Б

28,915

151,764

185/29

6,156

15,694

0,425

2,248

Наиболее тяжелый послеаварийный режим возникает в результате отказа наиболее загруженного участка 5-Б. При этом кольцевая сеть превращается в магистральную с питанием с одной стороны. Расчётная схема линии представлена на рис. 4.4. Там же показаны потоки мощности по участкам, определенные по первому закону Кирхгофа. Потери напряжения послеаварийного режима - табл. 4.3.

Общая потеря напряжения в послеаварийном режиме: ?U, %= 21,243% это выше, чем пределы регулирования устройств РПН = 16% для трансформаторов 110 кВ.

Для уменьшения потерь по напряжению простая кольцевая схема преобразуется в сложно-замкнутую.

4.3 Сложно-замкнутая сеть

Перед расчётом потокораспределения сложно-замкнутая сеть преобразуется в простую замкнутую сеть. Для этого сначала разносится нагрузка 5 между точкой Р и точкой 6. При этом в точку 6 перемещается мощность:

МВ·А.

Это увеличивает нагрузку в точке 6 до величины:

МВ·А.

Новая нагрузка точки 6 разносится между точками Р и 2:

МВ·А.

В точке 2 нагрузка увеличивается до величины:

МВ·А.

Две параллельные линии Р-5-6-2' и Р-2 заменяются одной эквивалентной. Её длина:

км.

Получившаяся в результате преобразования кольцевая линия «разрезается» по источнику и представляется, как линия с двухсторонним питанием. Далее, производится расчёт потокораспределения как в п. 4.2. Результаты расчёта представлены на расчётной схеме рис. 4.6.

Сеть преобразуется в обратном порядке, находятся потоки мощности на других участках.

Потоки мощности на участках А-2 и А-5-6-2:

МВ·А.

МВ·А.

Возврат нагрузок:

МВ·А;

МВ·А;

МВ·А.

По полученным данным выбираются сечения линий, определяются их параметры и некоторые параметры режима. Результаты этих расчётов представлены в табл. 4.4

Таблица 4.4 - Выбранные сечения и некоторые параметры линий сложно-замкнутой кольцевой сети

Участок

S, МВ·А

I, А

F, мм2

R, Ом

X, Ом

ДP, МВт

ДU, %

А-1

14,809

77,728

150/24

3,96

8,4

0,072

0,657

1-4

6,981

36,64

120/19

14,442

24,766

0,058

0,834

4-3

10,616

55,72

150/24

5,94

12,6

0,055

1,001

3-Т

28,62

150,22

185/29

3,726

9,499

0,252

1,662

Т-2

15,408

80,87

150/24

9,108

19,32

0,179

2,206

Р-2

6,83

35,85

120/19

15,687

26,901

0,06

0,922

2-6

12,315

64,64

150/24

3,96

8,4

0,05

0,695

6-5

5,306

27,85

120/19

14,193

24,339

0,033

1,091

5-Б

24,915

130,77

185/29

6,156

15,694

0,316

2,05

Общие потери мощности составляют МВт; потеря напряжения от источника до точек потокораспределения:

%; %; %; %.

Наиболее тяжёлый послеаварийный режим в этой сети возникает в результате отказа наиболее загруженного участка 3-Т. При этом сложно-замкнутая сеть превращается в комбинированную: участок простой кольцевой сети и радиально-магистральной сети. Расчётная схема, соответствующая этому режиму, представлена на рисунке 4.8.

Таблица 4.5 - Потери напряжения сложно-замкнутой сети послеаварийного режима

Участок

Р, МВт

Q, Мвар

ДU п/ав, %

А-1

41,1

13,352

2,272

1-4

33,5

10,766

6,202

4-3

17,3

5,5

1,422

3-Т

авария

Т-2

40

18,225

5,921

Р-2

14,575

8,853

3,858

2-6

16,525

6,709

1,007

6-5

9,625

4,872

2,109

5-Б

18,975

4,283

1,521

Общая потеря напряжения до наиболее удаленных точек:

% < 16%; %< 16%.

Выбор трансформаторов и схем ОРУ для этого варианта:

Условия для выбора номинальной мощности трансформаторов такие же, как в п. 4.1. Для всех подстанций выбрана схема: мостик с выключателем в перемычке и 2-х трансформаторные КТПБ: для ПС1, ПС2 и ПС6 - 110/10 кВ 2?6,3 МВ•А;

для ПС3 - 110/6 кВ 2?10 МВ•А;

для ПС4 - 110/10 кВ 2?10 МВ•А;

для ПС5 - 110/10-10 кВ 2?25 МВ•А;

4.4 Предварительный расчёт комбинированной сети, вариант №7

Расчётная схема этого варианта представлена на рис. 4.9. Расчёт потокораспределения кольцевого участка выполнен аналогично п. 4.2.

Целесообразная величина напряжения кольцевого участка:

кВ.

Принимается номинальное напряжение для кольцевого участка сети 110 кВ.

Целесообразная величина напряжения радиальных участков:

кВ;

кВ.

кВ.

Принимается номинальное напряжение для радиальных линий 110 кВ.

Таблица 4.6 - Выбранные сечения и некоторые параметры линий комбинированной сети

Участок

S, МВ·А

I, А

F, мм2

R, Ом

X, Ом

ДP, МВт

ДU, %

А-1

12,334

64,738

150/24

3,96

8,4

0,05

0,421

1-Т

5,513

28,937

120/19

10,458

17,934

0,026

0,828

Т-3/2ц

35,188

92,343

120/19

2,863

4,911

0,293

1,229

3-4

17,035

89,409

150/24

5,94

12,6

0,142

1,343

Т-2

12,148

63,762

150/24

9,108

19,32

0,111

1,584

2-6

7,141

37,479

120/19

4,98

8,54

0,021

0,413

2-5

4,57

23,986

120/19

11,205

19,215

0,019

0,444

5-Б

34,374

180,418

240/32

4,56

15,39

0,445

2,398

Общие потери мощности составляют МВт.

Потери напряжения от источника до наиболее удалённых точек:

%; %.

Наиболее тяжелый послеаварийный режим возникает в результате отказа более загруженных участков: в кольцевой части - Б-5 и 3-Т радиальной сети. При аварии на участке Т-3 сопротивление участка удваивается за счёт обрыва одной цепи, удваивается также и потеря напряжения на участке. При аварии на Б-5 - кольцевая сеть превращается в магистральную линию с питанием с одной стороны. Расчётная схема линии представлена на рис. 4.10. Там же показаны потоки мощности по участкам, определенные по первому закону Кирхгофа. Расчёт потери напряжения приведён в табл. 4.7.

Таблица 4.7 - потеря напряжения комбинированной сети в послеаварийном режиме

Участок

Р, МВт

Q, Мвар

I п/ав, А

ДU, %

А-1

45,5

8,782

243,22

2,098

1-Т

37,9

6,196

201,564

4,194

Т-3/2ц

33,5

10,766

92,343

1,229

3-4

16,2

5,267

89,409

1,343

Т-2

44,4

13,654

243,81

5,522

2-6

6,9

1,838

37,478

0,413

2-5

28,6

9,155

157,614

4,102

5-Б

Авария

Потери напряжения от источника до наиболее удалённых точек:

Авария Б-5:% > 16%.

Авария 3-Т: %.

Проверка токов послеаварийного режима по номограммам: на участках А-1, 1-Т, Т-2 и 2-5 можно увеличить сечение проводов. Новые значения комбинированной сети сведены в табл. 4.8.

Таблица 4.8 - Выбранные сечения и некоторые параметры линий комбинированной сети после замены сечения проводов

Участок

S п/ав, МВ·А

I п/ав, А

F, мм2

R, Ом

X, Ом

ДP, МВт

ДU, %

А-1

46,339

243,22

240/32

2,4

8,1

0,03

0,261

1-Т

38,403

201,564

240/32

5,04

17,01

0,013

0,595

Т-3/2ц

35,188

92,343

120/19

2,864

4,911

0,293

1,229

3-4

17,035

89,409

150/24

5,94

12,6

0,142

1,344

Т-2

46,452

243,81

240/32

5,52

18,63

0,067

1,225

2-6

7,141

37,478

120/19

4,98

8,54

0,021

0,414

2-5

30,09

157,614

185/29

7,29

18,585

0,013

0,295

5-Б

240/32

4,56

15,39

0,445

2,398

Общие потери мощности составляют МВт.

Потери напряжения от источника до наиболее удалённых точек:

%; %.

Потеря напряжения от источника до наиболее удалённой точки:

Авария Б-5:% < 16%;

Авария 3-Т: % < 16%.

Выбор трансформаторов и схем ВН подстанций

Для ПС1 выбирается схема: мостик с выключателем в перемычке и КТПБ 110/10 кВ с трансформаторами 2?6,3 МВ·А.

Для ПС2 выбирается схема: мостик с выключателями в перемычке и линиях ВН и КТПБ 110/10 кВ с трансформаторами 2?6,3 МВ·А.

Для ПС3 выбирается схема: мостик с выключателем в перемычке и КТПБ 110/6 кВ с трансформаторами 2?10 МВ·А.

Для ПС4 выбирается схема: блок линия - трансформатор и КТПБ 110/10-10 кВ с трансформатором 1?25 МВ·А.

Для ПС5 выбирается схема: мостик с выключателем в перемычке и КТПБ 110/10-10 кВ с трансформаторами 2?25 МВ·А.

Для ПС6 выбирается схема: блок линия - трансформатор и КТПБ 110/10 кВ с трансформатором 1?10 МВ·А.

5. Оценка экономической эффективности вариантов

Для расчётов приняты варианты 3, 4а и 7. Они представляют собой радиально-магистральную сеть на 110 кВ, сложно-замкнутую кольцевую сеть на 110 кВ и комбинированную сеть на 110 кВ.

Для всех вариантов делаются следующие допущения:

1. Сооружение сети продолжается 3 года. Инвестирование проекта осуществляется за счёт собственных и заёмных средств. Распределение капитальных вложений по годам принимаем следующим:

- первый год - 60000 тыс. руб./ год (собственные средства);

- второй год - 30000 тыс. руб./ год (заёмные средства);

- третий год - оставшиеся капитальные вложения (заёмные средства).

Плата за кредит - 25% годовых. Погашение кредита начинается на четвертый год после начала строительства. Погашение производится равными долями в течение 5 лет (по 20% в год).

2. Частичная эксплуатация сети начинается через год после начала строительства. На первом году эксплуатации потребителям будет отпущено 50% от расчётного количества электроэнергии, на втором - 80%, на третьем - всё расчетное количество. В последующие годы отпуск электроэнергии потребителям остается неизменным.

3. Горизонт расчёта - 15 лет. Шаг расчёта - 1 год.

4. Тариф на покупаемую электроэнергию (на шинах подстанций энергосистемы 35…220 кВ) для шага 0 - 1,1 руб./кВт•ч. Принимается также, что в последующие годы тариф на покупаемую электроэнергию растет на 1% в год. Тариф на электроэнергию, отпускаемую потребителям с шин 6-10 кВ, принимается на 10% выше.

5. Норма дисконта - 0,15.

6. Норма отчислений на эксплуатацию - 6% на всё оборудование.

7. Для оценки требуемых капитальных вложений использованы укрупненные показателями стоимости на 1990 год. Для учёта последующего изменения цен введён коэффициент удорожания равный 18.

8. Инфляция не учитывается.

5.1. Расчёт варианта 3 - радиально-магистральная сеть

Стоимость сооружения линии Р-5 составит:

где, , - стоимость сооружения 1 км двухцепной ВЛ-110 кВ на железобетонных опорах с проводами марки АС-120/19 для III района по гололеду.

- протяженность линии Р-5.

- коэффициент удорожания.

Стоимость сооружения остальных линий определяется аналогично. Результаты в таблице 5.1.

Таблица 5.1 - Капитальные вложения в ВЛ радиально-магистральной сети

Участок

провод

Uном, кВ

Количество цепей

Ко, тыс. руб.

L, км

Квл, т.р.

Р-5

120/19

110

2

20,4

38

13953,6

5-2

120/19

110

2

20,4

45

16524

2-6

120/19

110

1

13,1

20

4716

Р-1

120/19

110

2

20,4

20

7344

1-Т

120/19

110

2

20,4

42

15422,4

Т-3

120/19

110

2

20,4

23

8445,6

3-4

120/19

110

1

13,1

30

7074

ИТОГО воздушные линии

73479,6

Капитальные вложения в подстанции:

Стоимость сооружения ПС1:

Здесь - стоимость КТПБ 110/10 кВ с двумя трансформаторами 6,3 МВ•А и схемы мостик с выключателем в перемычке.

Стоимость сооружения остальных ПС определяется аналогично. Результаты в таблице 5.2.

Таблица 5.2 - Капитальные вложения в подстанции радиально-магистральной сети

ПС

Схема ПС

Uном, кВ

кол-во трансформаторов

Sном.тр, МВА

К, тыс. руб.

1

КТПБ мостик с выключателем в перемычке

110/10

2

6,3

330

2

КТПБ мостик с выключателем в перемычке

110/10

2

6,3

330

3

КТПБ мостик с выключателем в перемычке

110/6

2

10

350

4

КТПБ блок линия-трансформатор

110/10-10

1

25

195

5

КТПБ мостик с выключателем в перемычке

110/10-10

2

25

500

6

КТПБ блок линия-трансформатор

110/10

1

10

135

РПП

ячейка с воздушным выключателем

4

57

Итого подстанции

Общие капитальные вложения в сооружение электрической сети:

Эти капитальные вложения разбиваются по годам строительства. В денежном выражении это составляет 60000 тыс. руб./год, 30000 тыс. руб./год и 20703,6 тыс. руб./год.

Остальные расчёты проведены в таблице 5.7.

Во вторую строку таблицы помещаются платежи в счёт погашения кредита. Погашение кредита производится с 3-го по 7-ой шаг по 20% от суммы займа.

В третью строку таблицы вписываются процентные платежи за кредит. На шаге 0 плата за кредит отсутствует, так как были использованы только собственные средства. На шаге 1 проценты за кредит составляют 25% от капитальных вложений, сделанных на шаге 1, поскольку это уже заёмные средства. Соответственно проценты за кредит на шагах 2 и 3 составляют 25% от суммы капитальных вложений на шагах 1 и 2. Начиная с шага 4 и до шага 7 включительно, в результате постепенного погашению кредита процентные платежи за кредит ежегодно снижаются на 20 процентных пунктов.

Четвёртая строка таблицы - для каждого шага определяется отчисления на обслуживание из расчета 6% от всех капитальных вложений, сделанных за предыдущие годы.

где, сэ - тариф на электроэнергию. На шаге 1 он равен 1,11 руб./кВт•ч;

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. На шаге 3 и на последующих шагах k = 1,0.

На первом шаге затраты на покупку электроэнергии составят:

Седьмая строка таблицы - общие затраты. Они определяются суммированием данных второй, третьей, четвёртой и шестой строк.

Восьмая строка - результаты, получаемые от реализации проекта. В данном случае единственный результат работы электрической сети - это выручка от продажи электроэнергии потребителям:

На первом шаге выручка от продажи электроэнергии потребителям составит:

Для девятой строки рассчитывается приведённый эффект на каждом шаге, вычетом из результата общих затрат (без капитальных вложений).

Десятая строка - коэффициент дисконтирования.

Коэффициент дисконтирования для шага 3:

.

Одиннадцатая строка - определяется на каждом шаге чистый дисконтированный доход. На шаге 0 он отрицательный и равен капитальным вложениям. На шаге 1 к нему добавляется приведенный эффект (с учётом дисконтирования):

Капитальные вложения на шагах 1 и 2 не учитываются, так как они сделаны за счёт заёмных средств.

Чистый дисконтированный доход для радиально-магистральной сети за все 15 шагов составит 134726 тыс. руб. Срок окупаемости .

5.2 Расчёт для варианта сложно-замкнутая сеть

Расчёт стоимости сооружения линий и подстанций проведён аналогично, результаты в таблицах 5.3, 5.4.

Таблица 5.3 - Капитальные вложения в ВЛ сложно-замкнутой сети

Участок

провод

Uном, кВ

Количество цепей

Ко, тыс. руб.

L, км

Квл, т.р.

А-1

АС 150/24

110

1

13,2

20

4752

1-4

АС 120/19

110

1

13,1

58

13676,4

4-3

АС 150/24

110

1

13,2

30

7128

3-Т

АС 185/29

110

1

13,8

23

5713,2

Т-2

АС 150/24

110

1

13,2

46

10929,6

Р-2

АС 120/19

110

1

13,1

63

14855,4

2-6

АС 150/24

110

1

13,2

20

4752

6-5

АС 120/19

110

1

13,1

57

13440,6

5-Б

АС 185/29

110

1

13,8

38

9439,2

ИТОГО

84686,4

Таблица 5.4 - Капитальные вложения в подстанции сложно-замкнутой сети

ПС

Схема ПС

Uном, кВ

кол-во трансформаторов

Sном.тр, МВА

1

КТПБ мостик с выключателем в перемычке

110/10

2

6,3

2

КТПБ мостик с выключателем в перемычке

110/10

2

6,3

3

КТПБ мостик с выключателем в перемычке

110/6

2

10

4

КТПБ мостик с выключателем в перемычке

110/10

2

10

5

КТПБ мостик с выключателем в перемычке

110/10-10

2

25

6

КТПБ мостик с выключателем в перемычке

110/10

2

6,3

РПП

ячейка с воздушным выключателем

3

Общие капитальные вложения в сооружение электрической сети:

Расчёты экономической эффективности этого варианта произведены в таблице 5.8 аналогично варианту с радиально-магистральной сетью.

Чистый дисконтированный доход для сложно-замкнутой сети за все 15 шагов составит 123498 тыс. руб. Срок окупаемости .

5.3 Расчёт для варианта 7 - комбинированная сеть

Таблица 5.5 - Капитальные вложения в ВЛ комбинированной сети

Участок

провод

Uном, кВ

Количество цепей

Ко, тыс. руб.

L, км

Квл, т.р.

А-1

АС 240/32

110

1

15,1

20

5436

1-Т

АС 240/32

110

1

15,1

42

11415,6

Т-3

АС 120/19

110

2

20,4

23

8445,6

3-4

АС 150/24

110

1

13,2

30

7128

Т-2

АС 240/32

110

1

15,1

46

12502,8

2-6

АС 120/19

110

1

13,1

20

4716

2-5

АС 185/29

110

1

13,8

45

11178

5-Б

АС 240/32

110

1

15,1

38

10328,4

ИТОГО

71150,4

Таблица 5.6 - Капитальные вложения в подстанции комбинированной сети

ПС

Схема ВН ПС

Uном, кВ

кол-во трансформаторов

Sном.тр, МВА

1

КТПБ мостик с выключателем в перемычке

110/10

2

6,3

2

КТПБ мостик с выключателями в перемычке и линиях ВН

110/10

2

6,3

3

КТПБ мостик с выключателем в перемычке

110/6

2

10

4

КТПБ блок линия-трансформатор

110/10-10

1

25

5

КТПБ мостик с выключателем в перемычке

110/10-10

2

25

6

КТПБ блок линия-трансформатор

110/10

1

10

РПП

ячейка с воздушным выключателем

2

Общие капитальные вложения для этого варианта составят:

Остальные расчёты эффективности проведены в таблице 5.9 аналогично варианту с радиально-магистральной сетью.

Чистый дисконтированный доход для комбинированной сети за все 15 шагов составит 152553 тыс. руб. Срок окупаемости .

Как видно из полученных результатов, наибольшей экономической эффективностью обладает вариант 7 - комбинированная сеть.

электроснабжение мощность сеть потребитель

Размещено на Allbest.ru


Подобные документы

  • Выбор трансформаторов на понижающих подстанциях. Расчет мощности источника сети кольцевой схемы. Технико-экономическое сопоставление вариантов развития сети. Проектирование электроснабжения аккумуляторной станции. Разработка схемы электроснабжения.

    дипломная работа [1,6 M], добавлен 30.04.2015

  • Выбор номинального напряжения сети. Расчет тока нагрузки и выбор сечения проводов. Расчет схемы замещения и выбор силовых трансформаторов. Определение радиальной сети. Расчет установившегося режима замкнутой сети без учета потерь мощности и с ее учетом.

    курсовая работа [188,4 K], добавлен 17.04.2014

  • Характеристики источников питания и потребителей электроэнергии. Варианты радиально-магистральных схем и схем, имеющих замкнутый контур. Расчет потокораспределения мощности в сети, баланса активной и реактивной мощностей, выбор номинальных напряжений.

    контрольная работа [251,3 K], добавлен 20.10.2010

  • Анализ расположения источников питания. Разработка вариантов схемы сети. Выбор основного оборудования. Схемы электрических соединений понижающих подстанций. Уточненный расчет потокораспределения. Определение удельных механических нагрузок и КПД сети.

    курсовая работа [4,3 M], добавлен 01.08.2013

  • Расчёт нагрузок низковольтной сети. Выбор числа и мощности комплектных трансформаторных подстанций. Электрический расчёт схем электроснабжения. Технико-экономический расчёт вариантов низковольтной сети. Разработка реконструкции сети высокого напряжения.

    дипломная работа [855,9 K], добавлен 07.05.2013

  • Проектирование сети для электроснабжения промышленного района. Выбор наиболее экономически целесообразного варианта, отвечающего современным требованиям. Определение параметров сети, конфигурации и схемы, номинального напряжения, мощности трансформаторов.

    курсовая работа [1,1 M], добавлен 15.05.2014

  • Потребление и покрытие потребности в активной и реактивной мощности в проектируемой сети. Выбор схемы номинального напряжения и основного оборудования. Расчет схемы режимных параметров выборной сети. Аварийный режим в период наибольших нагрузок.

    курсовая работа [442,9 K], добавлен 26.03.2012

  • Разработка вариантов развития сети, расчет мощности его источника сети. Выбор номинального напряжения сети и проводов воздушных линий электропередач. Расчет установившихся режимов сети максимальных нагрузок. Выбор оборудования для радиальной схемы.

    курсовая работа [785,6 K], добавлен 19.12.2014

  • Построение вариантов схемы электрической сети. Предварительный расчет потоков мощности. Выбор номинальных напряжений для кольцевой сети. Определение сопротивлений и проводимостей линий электропередачи. Проверка сечений по техническим ограничениям.

    курсовая работа [515,7 K], добавлен 29.03.2015

  • Месторасположение источника питания и потребителей электроэнергии. Составление вариантов схемы электрической сети и выбор наиболее рациональных вариантов. Схема кольцевой сети в нормальном режиме. Выбор номинальных напряжений. Баланс реактивной мощности.

    курсовая работа [316,7 K], добавлен 03.04.2014

Работы в архивах красиво оформлены согласно требованиям ВУЗов и содержат рисунки, диаграммы, формулы и т.д.
PPT, PPTX и PDF-файлы представлены только в архивах.
Рекомендуем скачать работу.