Отключение участка РЭС-4

Линия 4-3:

Провод АС-240/32, l=38 км R_Л=4,48Ом, Х_Л =16,53 Ом.

кВ;

0,2 МВт.

Линия 2-3:

Провод АС-240/32, l =38 км, R_Л=4,48Ом, Х_Л =16,53 Ом.

4,04 кВ;

0,59 МВт.

Линия 1-2:

Провод АС-240/32, l =47,5 км, R_Л =5,61Ом, Х_Л =20,66 Ом.

6,95 кВ;

1,4 МВт.

Линия РЭС-1:

Провод АС-240/32, l=57 км, R_Л =6,726 Ом Х_Л =24,795 Ом

11,63 кВ;

3,25 МВт.

Определим суммарные потери напряжения в послеаварийном режиме:

=11,63+6,95+4,04+2,36=24,98 кВ,

_% 11,35%;

DU_нб220= _%= 11,35% < DU_доп =17%.

_% 3,38%;

DU_нб110= _%= 3,38% < DU_доп =17%.

Данная схема проходит по допустимым потерям напряжения в максимальном и послеаварийном режимах.

Таблица 3.2.2. Результаты расчетов для варианта 2.

Линия	РЭС-1	1-2	2-3	4-3	РЭС-4	4-5
Uном, кВ
I, А	202,25	88,88	10,39	76,8	198,89	49,42
jэк, А/мм^2
Fрасч , мм^2	202,25	88,88	10,39	76,8	198,89	49,42
Fст , мм^2
Марка провода	АС-240	АС-240	АС-240	АС-240	АС-240	АС-70
Iдл.доп, А
l, км		47,5			66,5
R0, Ом/км	0,118	0,118	0,118	0,118	0,118	0,422
Х0, Ом/км	0,435	0,435	0,435	0,435	0,435	0,444
Rл, Ом	6,726	5,61	4,48	4,48	7,85	8,018
Хл, Ом	24,795	20,66	16,53	16,53	28,93	8,436
Р, МВт	69,577	30,577	3,577	26,423	68,423
Q, Мвар	33,143	14,565	1,705	12,585	32,595	8,1
, кВ	5,86	2,147	0,201	1,484	6,73	1,86
, МВт	0,825	0,133	0,0015	0,079	0,93	0,23

_% 7,46%;

=2,2МВт.

Проверка варианта 3

Режим максимальных нагрузок.

Распределение мощности:

.

Полные мощности, протекающие в линиях:

МВА, МВА;

МВА, МВА;

МВА, МВА;

МВА, МВА;

МВА, МВА;

Принимаем, что номинальное напряжение в проектируемом районе

Находим ток в линиях в режиме максимальных нагрузок:

А,

А,

А,

А,

А,

Сечения проводов:

209,29мм², выбираем провод АС-240/32;

49,41 мм², выбираем провод АС-70/11;

72,67мм², выбираем провод АС-95/16;

мм², выбираем провод АС-240/32;

мм², выбираем провод АС-95/16;

Выбранные сечения проводов необходимо проверить по допустимому току в послеаварийном режиме, т.е. при обрыве одного провода.

Токи в линиях в послеаварийном режиме:

Для провода АС – 70 , т.е. участок 3 – 5 прошёл проверку по допустимому току в послеаварийном режиме. Для провода АС – 95 , т.е. участки 3 – 4, 1-2 проверку по допустимому току в послеаварийном режиме прошли.. Для провода АС – 240 , т.е. участки РЭС – 1, РЭС – 3 проверку по допустимому току в послеаварийном режиме прошли.

Потери напряжения в режиме.

Линия РЭС-3:

Провод АС-240/32, l =38 км.

Сопротивление линии:

R_Л = ∙ r₀ ∙ l =0,5×0,118×38=2,242 Ом, Х_Л = ∙ x₀ ∙ l =0,5×0,405×38=7,695 Ом.

Потери напряжения:

3,87 кВ;

Потери активной мощности:

1,178 МВт.

Линия 3-5:

Провод АС-70/11, l =49,4 км.

R_Л = ∙ r₀ ∙ l =0,5×0,422×49,4=10,42 Ом, Х_Л = ∙ x₀ ∙ l =0,5×0,444×49,4=10,97 Ом.

2,42 кВ;

0,3 МВт.

Линия 3-4:

Провод АС-95/16, l =38 км.

Сопротивление линии:

R_Л = ∙ r₀ ∙ l =0,5×0,301×38=5,72 Ом, Х_Л = ∙ x₀ ∙ l =0,5×0,434×38=8,25 Ом.

2,19 кВ;

МВт.

Линия РЭС-1:

Провод АС-240/32, l =57 км.

R_Л = ∙ r₀ ∙ l =0,5×0,118×57=3,36 Ом, Х_Л = ∙ x₀ ∙ l =0,5×0,405×57=11,54 Ом.

5,31 кВ;

1,48 МВт.

Линия 1-2:

Провод АС-95/16, l =47,5 км.

R_Л = ∙ r₀ ∙ l =0,5×0,301×47,5=7,149 Ом, Х_Л = ∙ x₀ ∙ l =0,5×0,434×47,5=10,31 Ом.

2,96 кВ;

0,53 МВт.

Найдем суммарные потери мощности на каждой ступени напряжения в максимальном режиме:

Потери напряжения в послеаварийном режиме.

Линия РЭС-3: Отключение участка

Провод АС-240/32, l =38 км.

Сопротивление линии:

R_Л = ∙ r₀ ∙ l =0,118×38=4,484 Ом, Х_Л = ∙ x₀ ∙ l =0,405×38=15,39 Ом.

Потери напряжения:

7,734 кВ;

Линия 3-5:

Провод АС-70/11, l =49,4 км,.

R_Л = ∙ r₀ ∙ l =0,5×0,422×49,4=10,42 Ом, Х_Л = ∙ x₀ ∙ l =0,5×0,444×49,4=10,97 Ом.

2,42 кВ;

Линия 3-4:

Провод АС-95/16, l =38 км.

Сопротивление линии:

R_Л = ∙ r₀ ∙ l =0,5×0,301×38=5,72 Ом, Х_Л = ∙ x₀ ∙ l =0,5×0,434×38=8,25 Ом.

2,19 кВ;

Линия РЭС-1:

Провод АС-240/32, l =57 км.

R_Л = ∙ r₀ ∙ l =0,5×0,118×57=3,36 Ом, Х_Л = ∙ x₀ ∙ l =0,5×0,405×57=11,54 Ом.

5,31 кВ;

Линия 1-2:

Провод АС-95/16, l =47,5 км.

R_Л = ∙ r₀ ∙ l =0,5×0,301×47,5=7,149 Ом, Х_Л = ∙ x₀ ∙ l =0,5×0,434×47,5=10,31 Ом.

2,96 кВ;

Определим суммарные потери напряжения в послеаварийном режиме:

Данная схема проходит по допустимым потерям напряжения в максимальном и послеаварийном режимах.

Таблица 3.2.3. Результаты расчетов для варианта 3.

Линия	РЭС-3	3-5	3-4	РЭС-1	1-2
Uном, кВ
I, А	209,29	49,41	72,67	191,84	78,47
Jэк, А/мм^2
Fрасч , мм^2	209,29	49,41	72,67	191,84	78,47
Fст , мм^2
Марка провода	АС-240	АС-70	АС-95	АС-240	АС-95
Iдл.доп, А
l, км		49,4			47,5
R0, Ом/км	0,118	0,422	0,301	0,118	0,301
Х0, Ом/км	0,405	0,444	0,434	0,405	0,434
Rл, Ом	2,242	10,42	5,72	3,36	7,149
Хл, Ом	7,695	10,97	8,25	11,54	10,31
Р, МВт
Q, Мвар	34,3	8,1	11,91	31,438	12,86
, кВ	3,87	2,42	2,19	5,31	2,96
, МВт	1,178	0,3	0,36	1,48	0,53

=3,85МВт

Для технико-экономического сравнения выбираем вариант № 1, так как у него наименьшие потери активной мощности в линиях среди вариантов с , и вариант № 3, так как у него .

Технико-экономическое сравнение вариантов

На третьем этапе наиболее рациональные варианты схем и номинального напряжения сети подвергаются технико-экономическому сравнению по приведённым затратам. Каждый из этих вариантов разработан с выбором схем всех подстанций, с расчетом потерь электроэнергии, с определением параметров всех линий и трансформаторов и т. п.

В данном курсовом проекте не производится выбор определённых типов выключателей 35-220 кВ. При оценке стоимости ячеек выключателей руководствовались следующими соображениями: обычно на подстанциях с малым числом выключателей (ТО и менее) не рекомендуется установка воздушных выключателей. Учитываемое при сравнении вариантов схемы сети число ячеек выключателей на заданном источнике питания района принимается равным числу отходящих от него линий. Число ячеек выключателей, комплектов отделитёлей и короткозамыкателей подстанции проектируемой сети определяется по конкретным схемам этих подстанций в сравниваемых вариантах.

Принимается, что установка двух трансформаторов на понижающей подстанции обеспечивает надёжность электроснабжения, необходимую для потребителей 1 категории, и является экономически целесообразным решением для таких случаев. В связи с этим установка на подстанции трёх и более трансформаторов не рассматривается.

Номинальные мощности понижающих трансформаторов выбираются по условиям нормальных режимов работы и отключений одного из них.

Так как в данном проекте не учитываются конкретные графики нагрузок трансформаторов, то выбор их номинальных мощностей производится приближённо в нормальных режимах работы нагрузка трансформаторов, как правило, не должна быть больше номинальной, а при отключении одного из трансформаторов второй трансформатор не должен перегружаться более чем на 40% выше номинальной.

Условия выбора номинальной мощности трансформаторов для двухтрансформаторных подстанций:

,

где S _mах - максимальная нагрузка подстанции.

При определении технико-экономических показателей стоимость электрооборудования и его эксплуатации принимается по данным приложения 3, а стоимость потерь электроэнергии и недоотпущенной электроэнергии - на основании расчетов и задания на проект.

При сравнении вариантов по приведённым затратам в общем случае учитываются стоимости линий, ячеек выключателей, комплектов отделителей и короткозамыкателей, трансформаторов, КУ, отчисления на амортизацию, текущий и капитальные ремонты и обслуживание всего перечисленного выше электрооборудования, стоимость потерь электроэнергии в линиях и трансформаторах, а также стоимость недоотпущенной потребите-лям электроэнергии в тех вариантах, в которых имеются нерезервированные линии и (или) трансформаторы.

Все указанные технико-экономические показатели определяются лишь для тех частей схемы сети, в которых сравниваемые варианты отличаются друг от друга. В связи с этим до-пускается не учитывать заработную плату эксплутационного персонала, принимая её при-мерно одинаковой во всех вариантах. При сравнении вариантов схемы сети с одним и тем же номинальным напряжением, с одинаковым числом трансформаторов на подстанциях и с оди-наковым размещением КУ т учитываются стоимости трансформаторов и КУ (нужных по усло-вию баланса реактивной мощности), а также стоимость потерь электроэнергии в трансфор-маторах.

После определения приведённых затрат сравниваемых вариантов производится окон-чательный выбор экономически целесообразной схемы и номинального напряжения сети.

Вариант 1

1) Выбор трансформаторов, по условию возможной 40% перегрузки трансформаторов в послеаварийном режиме:

.

;

;

;

;

.

2) Определяем капитальные затраты на трансформаторы, устанавливаемые на подстан-циях.

Таблица 4.

ТИП	Uном, кВ	∆ P, кВт	Цена
ВН	СН	НН	ХХ	КЗ	тыс. руб.
		-
		-
		-
		-
		-

Т – трансформатор напряжения трехфазный;

Р – с расщепленной обмоткой;

Д – принудительная циркуляция воздуха и естественная циркуляция масла;

Н – регулировка напряжения под нагрузкой.

Суммарная расчётная стоимость трансформаторов:

п/ст 1: тыс. руб.;

п/ст 2: тыс. руб.;

п/ст 3: тыс. руб.;

п/ст 4: тыс. руб.;

п/ст 5: тыс. руб.

тыс. руб.

3)) Выбор ВЛ и определение капитальных затрат на их сооружение. Район по гололеду -I по условию задания на всех участках. (*Выбираем стоимость опор из справочника по проектированию эл.сетей (под редакцией Д.Л.Файбисовича) табл. 7.4-6 стр.340-341).

Выбираем стальные опоры – двух- и одноцепные согласно схеме, напряжения 110 и 220 кВ:

К_л. = К_л.уд ∙ l_{л .}, тыс. руб.

Линия РЭС-1: U_ном =220 кВ, l =57 км, АС-240; стальные одноцепные опоры К =1310 тыс. руб./км:

К_РЭС-1 =1310∙57=74670 тыс. руб.

Линия 1-2: U_ном =220 кВ, l =47,5 км, АС-240; стальные одноцепные опоры К =1310 тыс. руб./км:

К_1-4 =1310∙47,5=62225тыс. руб.

Линия 2-3: U_ном =220 кВ, l =38 км, АС-240; стальные одноцепные опоры К =1310 тыс. руб./км:

К_4-3 =1310∙38=49780 тыс. руб

.

Линия 3-5: U_ном =220 кВ, l =49,4 км, АС-240; стальные одноцепные опоры К =1310 тыс. руб./км:

К_5-3 =1310∙49,4=64714 тыс. руб.

Линия 5-4: U_ном =220 кВ, l =38 км, АС-240; стальные одноцепные опоры К =1310 тыс. руб./км:

К_2-5 =1310∙38=49780 тыс. руб.

Линия 4-РЭС: U_ном =220 кВ, l =66,5 км, АС-240; стальные одноцепные опоры К =1310 тыс. руб./км:

К_РЭС-2 =1310∙66,5=87115 тыс. руб.

тыс. руб.

Поправочный коэффициент сооружения ВЛ для Сибири равен 1,2. Тогда:

*Поправочный коэф. сооружения ВЛ и П/ст определяем из методических указаний к курсовому проекту "Электрические сети" табл. П3.1 стр. 38.

тыс. руб.

4) Выбор ОРУ и определение капитальных затрат на их сооружение. На п/ст. 1, 2, 3.4,5 устанавливаются ОРУ-220 кВ.

*Выбираем стоимость ОРУ из справочника по проектированию эл.сетей (под редакцией Д.Л.Файбисовича) табл. 7.19стр.352.

Устанавливаем на данных ОРУ ячейки с масляными выключателями на отключаемый ток выше 30 кА, при U_ном = 220 кВ – 9650 тыс. руб. Общее количество выключателей составляет n = 15шт на 220 кВ.

тыс. руб.

5) Определяем постоянную часть затрат по подстанциям. Постоянная часть затрат по подстанциям приведена в [4] табл. 13 в зависимости от напряжения подстанции и схемы электрических соединений на стороне ВН.

* Постоянную часть затрат по подстанциям определяем из справочника по проектированию эл.сетей (под редакцией Д.Л.Файбисовича) раздел 7.4.4. стр.358.

Для п/ст 1, 2,3,4,5:

тыс. руб.;

6) Определяем общие капитальные затраты электрической схемы варианта1.

тыс. руб.

7) Определяем ежегодные издержки на амортизацию и обслуживание элементов элек-трической сети в % от капитальных затрат.

а) Ежегодные издержки на амортизацию и обслуживание ВЛ определяем по [4] табл. 14, где процент издержек для ВЛ-220 кВ на стальных опорах составляет 2,8 % от капитальных затрат на сооружение ВЛ. Следовательно:

тыс. руб.

б) Ежегодные издержки на амортизацию и обслуживание ОРУ, трансформаторов. Процент издержек для ОРУ и трансформаторов для U_ном =220 кВ – 4,9%. Следовательно:

тыс. руб.;

тыс. руб.

в) Определяем суммарные ежегодные издержки на амортизацию и обслуживание элементов электрической сети варианта 1:

тыс. руб.

8) Определяем годовые потери электроэнергии в сети:

час.

- суммарные потери активной мощности в сети варианта 1,

где - суммарные потери в линии;

суммарные потери в трансформаторах.

а) Потери активной мощности в линиях сети для 1 варианта:

кВт.

б) Определяем потери активной мощности в трансформаторах сети:

;

.

п/ст 1: кВт;

п/ст 2: кВт;

п/ст 3: кВт;

п/ст 4: кВт;

п/ст 5: кВт.

кВт.

.

п/ст 1: кВт;

п/ст 2: кВт;

п/ст 3: кВт;

п/ст 4: кВт;

п/ст 5: кВт.

99,42+47,65+58,84+40,85+18,897= 265,747кВт.

Тогда суммарные потери в трансформаторах сети варианта 3 составляют:

в) Следовательно, суммарные потери активной мощности в сети варианта 1

2410+765,747 =3175,75 кВт.

Годовые потери электроэнергии в сети:

9) Определяем издержки на потери электроэнергии в сети варианта 1:

коп. = 19997,22тыс. руб.

10) Определяем суммарные ежегодные издержки варианта 1:

тыс. руб.

11) Определяем полные приведённые затраты варианта 1:

тыс. руб.

.

Вариант 2

1) Выбор трансформаторов, по условию возможной 40% перегрузки трансформаторов в послеаварийном режиме:

.

;

;

;

;

.

2) Определяем капитальные затраты на трансформаторы, устанавливаемые на подстан-циях.

Таблица 5.

ТИП	Uном, кВ	∆ P, кВт	Цена
ВН	СН	НН	ХХ	КЗ	тыс. руб.
		-	10,5
		-	10,5
		-	10,5
		-	10,5
		-

Т – трансформатор напряжения трехфазный

Р – расщепленная обмотка низшего напряжения

Д – принудительная циркуляция воздуха и естественная циркуляция масла

Н – регулировка напряжения под нагрузкой

Суммарная расчётная стоимость трансформаторов:

п/ст 1: тыс. руб.;

п/ст 2: тыс. руб.;

п/ст 3: тыс. руб.;

п/ст 4: тыс. руб.;

п/ст 5: тыс. руб.

тыс. руб.

3) Выбор ВЛ и определение капитальных затрат на их сооружение. Район по гололеду -I по условию задания на всех участках. Выбираем стальные опоры –двухцепные согласно схеме, напряжения 110 кВ:

К_л. = К_л.уд ∙ l_{л .}, тыс. руб.

Линия РЭС-3: U_ном =110 кВ, l =38 км,АС-240;стальные двухцепные опоры К =1795 тыс. руб./км:

К_РЭС-3 =1795∙38=68210 тыс. руб.

Линия 3-5: U_ном =110 кВ, l =49,4 км, АС-70; стальные двухцепные опоры К =1590 тыс. руб./км:

К_3-5 =1590∙49,4=78546 тыс. руб.

Линия 3-4: U_ном =110 кВ, l =38 км,АС-95;стальные двухцепные опоры К =1590 тыс. руб./км:

К_5-4 =1590∙38=60420 тыс. руб.

Линия РЭС-1: U_ном =110 кВ, l =57 км, АС-240; стальные двухцепные опоры К =1795 тыс. руб./км:

К_РЭС-3 =1795∙57=102315 тыс. руб.

Линия 1-2: U_ном =110 кВ, l =47,5 км, АС-95; стальные двухцепные опоры К =1590тыс. руб./км:

К_2-3 =1590∙47,5=75525 тыс. руб.

тыс. руб.

Поправочный коэффициент сооружения ВЛ для Сибири равен 1,2. Тогда:

тыс. руб.

4) Выбор ОРУ и определение капитальных затрат на их сооружение. На п/ст. 1, 2, 3.4,5 устанавливаются ОРУ-110 кВ. Устанавливаем на данных ОРУ ячейки с масляными выключателями, на отключаемый ток выше 30 кА, при U_ном = 110 кВ – 3450 тыс. руб, Общее количество выключателей составляет n = 31шт на 110 кВ.

тыс. руб.

5)Определяем постоянную часть затрат по подстанциям. Постоянная часть затрат по подстанциям приведена в [4] табл. 13 в зависимости от напряжения подстанции и схемы электрических соединений на стороне ВН.

Для п/ст 1 со схемой сборных шин: тыс. руб.;

Для п/ст 2 со схемой мостик: тыс. руб.;

Для п/ст 3 со схемой сборных шин: тыс. руб.;

Для п/ст 4 со схемой мостик: тыс. руб.;

Для п/ст 5 со схемой мостик: тыс. руб.;

6) Определяем общие капитальные затраты электрической схемы

варианта 2:

тыс. руб.

7) Определяем ежегодные издержки на амортизацию и обслуживание элементов элек-трической сети в % от капитальных затрат.

а) Ежегодные издержки на амортизацию и обслуживание ВЛ определяем по [4] табл. 14, где процент издержек для ВЛ-110 кВ на стальных опорах составляет 0,8 % от капитальных затрат на сооружение ВЛ. Следовательно:

тыс. руб.

б) Ежегодные издержки на амортизацию и обслуживание ОРУ, трансформаторов. Процент издержек для ОРУ и трансформаторов для U_ном =110 кВ – 9,4%. Следовательно:

тыс. руб.;

тыс. руб.

в) Определяем суммарные ежегодные издержки на амортизацию и обслуживание элементов электрической сети варианта 2:

тыс. руб.

8) Определяем годовые потери электроэнергии в сети:

час.

- суммарные потери активной мощности в сети варианта 2,

где - суммарные потери в линии;

суммарные потери в трансформаторах.

а) Потери активной мощности в линиях сети для 2 варианта:

МВт = 3850 кВт.

б) Определяем потери активной мощности в трансформаторах сети варианта 2:

;

.

п/ст 1: кВт;

п/ст 2: кВт;

п/ст 3: кВт;

п/ст 4: кВт;

п/ст 5: кВт.

кВт.

.

п/ст 1: кВт;

п/ст 2: кВт;

п/ст 3: кВт;

п/ст 4: кВт;

п/ст 5: кВт.

100,31+85,86+106+73,6+58,86= 424,63кВт.

Тогда суммарные потери в трансформаторах сети варианта 2 составляют:

кВт.

в) Следовательно, суммарные потери активной мощности в сети варианта:

3,85+0,696 =4,546 МВт.

Годовые потери электроэнергии в сети:

=4,546·4591 = 20870,686 МВт/ч.

=272·8760+424,63·4591 = 4332,196 МВт/ч.

МВт/ч.

9) Определяем издержки на потери электроэнергии в сети варианта 2:

тыс. руб.

10) Определяем суммарные ежегодные издержки варианта 2:

тыс. руб.

11) Определяем полные приведённые затраты варианта 2:

тыс. руб.

Сводная таблица технико-экономического сравнения вариантов 1 и 2.

Технико-экономические показатели	Еденица измерения	Вариант 1	Вариант 2
	тыс. руб		462019,2
	тыс. руб
	тыс. руб
	тыс. руб
	тыс. руб	8060690,8	4742669,2
	тыс. руб	3727,53	3696,15
	тыс. руб	7092,5	10053,3
	тыс. руб
	тыс. руб	19997,22	30243,46
	тыс. руб	388517,5	429637,33
	тыс. руб	1355800,36	998757,5

.

Так как разница в приведённых затратах превышает 5 %, то выбираем вариант 2, который является оптимальным для данного района.

Дата добавления: 2015-08-05