Курсовая по предмету "Электрические системы и сети"

На сегодняшний день развитие энергетики и электрификации в значительной мере определяет уровень развития промышленности и народного хозяйства нашей страны. Ввод новых и модернизация действующих промышленных предприятий, дальнейшая электрификация производства, сельского и коммунально-бытового хозяйства приводит к непрерывному увеличению потребления электроэнергии и дальнейшему развитию распределительных электрических сетей.

Электрическая сеть - это совокупность подстанций, распределительных устройств и соединяющих их линий электропередач, предназначенная для передачи и распределения электрической энергии.

Воздушная линия электропередач - это устройство, состоящее из проводов, расположенных на открытом воздухе, и прикрепленных с помощью изоляторов к опорам.

Стратегическими целями развития современной электроэнергетики в рассматриваемой перспективе являются:

- надежное энергоснабжение экономики и населения страны электроэнергией;

- сохранение целостности и развитие единой энергетической системы страны, ее интеграция с другими энергообъединениями на Евроазиатском континенте;

- повышение эффективности функционирования и обеспечение устойчивого развития электроэнергетики на базе новых современных технологий;

- снижение вредного воздействия на окружающую среду.

В основу перспективного развития электрической сети ЕЭС России закладываются следующие основные принципы:

а) Гибкость, позволяющая осуществлять поэтапное развитие и возможность приспосабливаться к изменениям условий функционирования рост нагрузки, развитие электростанций, реверс потоков мощности);

б) Развитие основной сети ЕЭС России путем постепенной надстройки линиями более высокого напряжения после достаточно полного охвата территории сетями предыдущего класса напряжения и исчерпания их возможностей, а также готовности этих сетей к работе с наложенными на них одиночными электропередачами более высокого напряжения;

в) Сведение к минимуму числа дополнительных трансформаций 220/330, 330/500, 500/700 кВ в зонах совместного действия этих напряжений;

г) Управляемость основной электрической сети путем использования средств принудительного потокораспределения - регулируемых шунтируемых реакторов, вставок постоянного тока, синхронных и статических компенсаторов, электромеханических преобразователей, фазоповоротных устройств и так далее.

В нашей стране и за рубежом разработаны специальные правила и стандарты для проектирования и сооружения линий электропередач. Основные требования, предъявляемые в России к линиям электропередач, определяются действующими Правилами устройства электроустановок.

В данной работе представлен полный расчет развития районной сети в соответствии с вышеуказанными правилами.

Задание на курсовой проект

Для заданного варианта расположения и мощности потребителей выбрать схему развития районной электрической сети при соблюдении заданных требований к надежности схемы и качеству электроэнергии, отпускаемой потребителям. При выполнении задания на курсовой проект необходимо произвести электрический расчет линии, то есть:

разработать варианты развития сети с выбором номинального напряжения, трассы и числа цепей линий электропередачи;

- рассчитать распределение токов (потоков мощности) в каждом из выбранных вариантов по «длинам» (расстояниям между узлами) и мощностям нагрузок узлов;

- выбрать число параллельных цепей и сечения линий электропередачи для каждого варианта схемы сети по экономическим критериям (экономической плотности тока или по экономическим интервалам) с учетом возможных послеаварийных состояний сети;

- выбрать число и мощность трансформаторов на подстанциях с учетом категорий надежности потребителей данного района;

- определить потери мощности в каждом из вариантов;

- рассчитать для принятых вариантов развития распределительных сетей нормальные и послеаварийные установившиеся режимы при максимальной нагрузке;

- произвести окончательное сравнение двух вариантов и выбрать лучший вариант по экономическим критериям с учетом заданных технических требований.

Исходные данные

Рисунок 1 - Исходная схема развития районной сети

Р₆ = 15 МВт Р₈ = 45 МВт

Р₁₃ = 25 МВт Р₁₅ = 40 МВт

cos φ = 0,9 - для всех нагрузок;
потребители узла, имеющего меньшую мощность из всех заданных, являются потребителями III категории надежности; в остальных узлах состав потребителей по надежности одинаков: I категории - 30%, II - 30%, III - 40%;
номинальное напряжение потребителей 10 кВ;
= 6500 ч;
масштаб: 1 см: 20 км;

 номер района по гололеду - 1;

 номер ветрового района - 1;

 характер местности - труднодоступная;

 минимальная температура =-32⁰С;

 максимальная температура =+38⁰С;

 эксплуатационная температура =+6⁰С;

 длина пролета L=190м.

При выборе сечений проводов использовать «Экономические интервалы токовых нагрузок для сталеалюминиевых проводов ВЛ 35-750кВ для ОЭС европейской зоны ЕЭС РФ (при полной номенклатуре сечений)».

1 Разработка вариантов развития сети

Для построения рациональной конфигурации сети для заданного расположения потребителей намечаем два варианта, из которых на основе технико-экономического сравнения вариантов выбирается лучший. Выбранный вариант должен обладать необходимой надежностью, экономичностью, гибкостью.

При разработке вариантов электроснабжения потребителей учтены следующие обстоятельства:

1. В качестве источника питания (балансирующего узла) выбран узел 1¹.

2. Присоединение потребителей узла 15 с мощностью нагрузки
Р₁₅ = 40 МВт может быть выполнено по разомкнутой схеме в вариантах А и Б.

3. Узел 8 с нагрузкой Р₈ = 45 МВт имеет потребителей I категории надежности. Его электроснабжение может быть выполнено различными способами: по разомкнутой схеме (вариант А) и кольцевой схеме (вариант Б).

4. Узел 6 содержит потребителей III категории надежности, имеет нагрузку Р₆ = 15МВт, поэтому на участке 1 - 6 возможно сооружение одной цепи.

5. Присоединение потребителей узла 13 с мощностью нагрузки
Р₁₃ = 25 МВт может быть выполнено различными способами: по разомкнутой схеме (вариант А) и кольцевой схеме (вариант Б).

Рассчитаем длины линий в зависимости от масштаба и нанесем их на схемы выбранных вариантов развития сетей.

l_1-13 = 20км/см · 3см = 60км; l_1-8 = 20км/см · 5,5см = 110км;

l_1-15 = 20км/см · 4см = 80км; l_1-6 = 20км/см · 2,5см = 50км;

l_13-15 = 20км/см · 5,5см = 110км.

Рисунок 2 – Вариант А развития районной сети

Рисунок 3 – Вариант Б развития районной сети

2 Определение номинального напряжения сети

Величина номинального напряжения сети зависит от нескольких факторов и, в первую очередь, от передаваемой мощности и длины линии электропередач. Для выбора номинального напряжения воспользуемся эмпирической формулой Илларионова.

(2.1)

где L – длина линии электропередач, км;

P – передаваемая по линии мощность, МВт

U – рекомендуемое напряжение, кВ.

Результаты расчёта по формуле Илларионова сведены в таблицу 2.1.

Таблица 2.1 - Выбор номинального напряжения сети

Участок	P_ном, МВт	L, км	U_расч., кВ	U_ном, кВ
Схема А
1-6	15	50	75,2	110
1-8	45	110	93	110
1-13	25	60	69,3	110
1-15	40	80	87,3	110
Схема Б
1-13	65*	60	108,3	110
13-15	40	110	87,9	110
1-15	65*	80	109,7	110
1-6	15	50	75,2	110
1-8	45	110	93	110

*Максимальная передаваемая мощность в случае обрыва одноцепных линий 1-13 или 1-15.

Учитывая мощности потребителей и длины линий, для всех рассматриваемых вариантов выбираем класс номинального напряжения 110 кВ.

3 Расчет тока нагрузки и выбор сечения проводов

Определяем нагрузки на участках проектируемой сети А, расчетный ток в нормальном режиме, максимальный ток на пятый год эксплуатации линии.

P_1-8= P₈= 45МВт

P_1-15= P₁₅= 40МВт

P_1-13= P₁₃= 25МВт

P_1-6= P₆= 15МВт

Определяем расчетный ток линии в нормальном режиме:

(3.1)

где Р_р - мощность, передаваемая по сети, кВт;

U_ном - поминальное напряжение, кВ;

n - количество цепей;

Определим максимальный ток линии па пятый год эксплуатации

(3.2)

где α_i – коэффициент, учитывающий изменение нагрузки по годам эксплуатации линии; α_i =1,05; [1, стр.158]

α_T – коэффициент, учитывающий число часов использования максимальной нагрузки; α_T = 1,3 (при К_М=1,0 и Т_max > 6000 ч)
[1, стр.158, табл.4.9].

Выбираем сечение проводов используя «Экономические интервалы токовых нагрузок» для одноцепных и двухцепных ВЛ 110 кВ на железобетонных опорах для 2-го района по гололеду [5, стр. 14, табл. 2.1]; определяем допустимые токи; уточняем допустимые токи с учетом условий окружающей среды.

I_доп.о.с = К_о.с· I_доп. , (3.3)

где К_о.с - коэффициент, учитывающий отклонение температуры;

К_о.с = 0,89 при t = +38⁰С [1, стр.292, табл.7.13]

Проверяем выбранные провода на нагрев в аварийном режиме

I_ав = 2·I_max5≤ I_доп.о.с (если линия двухцепная); (3.4)

I_ав = 0, если линия одноцепная.

Расчёты по формулам (3.1…3.4) для схемы А сведены в таблицу 3.1.

Таблица 3.1 - Выбор сечения проводов для варианта А

Участок цепи	Р_max, МВт	I_р5, А	I_max5, А	F, мм²	Марка провода	I_доп., А	I_доп.о.с, А	I_aв, А
1-8	45	131,2	179,1	185	2хАС-185/29	510	453,9	358,2
1-15	40	116,6	159,2	185	2хАС-185/29	510	453,9	318,4
1-13	25	72,9	99,5	120	2хАС-120/19	390	347,1	199
1-6	15	87,5	119,4	120	АС-120/19	390	347,1	0

Проверка провода на нагрев в нормальном режиме

I_{доп.о.с.} ≥ I_max5

I_{доп.о.с.1-8} = 453,9А > 179,1А = I_{max5 1-8}

Проверка провода на нагрев в аварийном режиме

I_доп.о.с ≥ I_ав

I_{доп.о.с.1-8} = 453,9А > 358,2А = I_ав.1-8

Вывод: провод на всех участках проходит проверку на нагрев как в нормальном, так и в аварийном режиме.

Определяем нагрузки на участках проектируемой сети Б, расчетный ток в нормальном режиме, максимальный ток на пятый год эксплуатации линии.

P_1-8= P₈= 45МВт

P_1-6= P₆= 15МВт

Распределение мощностей для кольца 1-13-15-1:

Нанесем найденные потоки на головных участках на схему и определим точку потокораздела.

Рисунок 4 - Распределение потоков мощности в кольце 1-13-15-1

Точка потокораздела – узел 15.

Проверяем полученное потокораспределение по закону Кирхгофа:

Р_1-13 + Р_1-15 = Р₁₃ + Р₁₅

31,8 + 33,2 = 25 + 40

65 = 65 МВт

Расчёты по формулам (3.1), (3.2) для схемы Б сведены в таблицу 3.2.

Таблица 3.2 - Расчетные данные для выбора сечения проводов варианта Б

Участок цепи	Р_max, МВт	I_р5, А	I_max5, А	F, мм²	Марка провода	I_доп., А	I_доп.о.с, А	I_aвmax, А
1-13	31,8	185,5	253,1	240	АС-240/32	605	538,5	517,4
13-15	6,8	39,7	54,1	120	АС-120/19	390	347,1	318,4
1-15	33,2	193,6	264,3	240	АС-240/32	605	538,5	517,4
1-8	45	131,2	179,1	185	2хАС-185/29	510	453,9	358,2
1-6	15	87,5	119,4	120	АС-120/19	390	347,1	0

Расчет аварийного режима для варианта Б производится для двух случаев:

1) Обрыв линии 1-13

С учетом увеличения нагрузки на пятом году эксплуатации:

2) Обрыв линии 1-15

С учетом увеличения нагрузки на пятом году эксплуатации:

4 Расчёт параметров схем замещения

Для всех участков линий схем А и Б проводим расчёт параметров схем замещения. Исходные данные для схемы А представлены в таблице 4.1. Исходные данные для схемы Б представлены в таблице 4.2.

Таблица 4.1 -Исходные данные для схемы А [1, стр.277, табл.7.5]

Участок сети	P, МВт	L, км	Марка провода	r₀, Ом/км	x₀, Ом/км	B₀·10^-6 См/км
1-6	15	50	2хАС-185/29	0,159	0,413	2,747
1-8	45	110	2хАС-185/29	0,159	0,413	2,747
1-13	25	60	2хАС-120/19	0,244	0,427	2,658
1-15	40	80	АС-120/19	0,244	0,427	2,658

Таблица 4.2 - Исходные данные для схемы Б [1, стр.277, табл.7.5]

Участок сети	P, МВт	L, км	Марка провода	r₀, Ом/км	x₀, Ом/км	B₀·10^-6 См/км
1-13	31,8	60	АС-240/32	0,118	0,405	2,808
13-15	6,8	110	АС-120/19	0,244	0,427	2,658
1-15	33,2	80	АС-240/32	0,118	0,405	2,808
1-8	45	50	2хАС-185/29	0,159	0,413	2,747
1-6	15	110	АС-120/19	0,244	0,427	2,658

Определяем активное и реактивное сопротивление линий

(4.1)

(4.2)

где r₀ - удельное активное сопротивления линии, Ом/км;

x₀ - удельное реактивное сопротивления линии, Ом/км;

l - длина линии, км;

n - количество цепей;

N - количество расщеплений.

Для линии напряжением менее 220 кВ активная проводимость равна нулю. Тогда реактивную проводимость определим по формуле:

(4.3)

где В₀ - удельная емкостная проводимость линии, См/км

L - длина линии, км;

n - количество цепей;

N - количество расщеплений.

Генерируемая реактивная мощность:

(4.4)

где В_л - удельная проводимость линии, См/км;

U_ном - номинальное напряжение линии, кВ.

Расчёты по формулам (4.1...4.4) сведены в таблицы 4.3 и 4.4.

Таблица 4.3 - Параметры схемы замещения линий варианта А

Участок цепи	R_л, Ом	Х_л, Ом	В_л·10^-6, См	Q_с,/2 Мвар
1-6	3,98	10,33	274,70	1,66
1-8	8,75	22,72	604,34	3,66
1-13	7,32	12,81	318,96	1,93
1-15	19,52	34,16	212,64	1,29

Таблица 4.4 - Параметры схемы замещения линий варианта Б

Участок цепи	R_л, Ом	Х_л, Ом	В_л·10^-6, См	Q_с,/2 Мвар
1-13	7,08	24,30	168,48	1,02
13-15	26,84	46,97	292,38	1,77
1-15	9,44	32,40	224,64	1,36
1-8	3,98	10,33	274,70	1,66
1-6	26,84	46,97	292,38	1,77

5 Выбор силовых трансформаторов

Для потребителей I категории выбираем два трансформатора, включенных по схеме с автоматическим вводом резерва (АВР). Для потребителей II категории выбираем два трансформатора с обеспечением ручного ввода резерва. Для потребителей III категории устанавливаем один трансформатор и предусматриваем складской резерв.

Определяем расчётную мощность подстанции:

(5.1)

где Р - мощность узла, МВт.

Определяем мощность каждого трансформатора подстанции по условию:

(5.2)

где S_p - расчётная мощность подстанции, MBА;

К_ав - коэффициент аварийных перегрузок;

К_ав = 1,4 - для потребителей первой и второй категории;

К_ав = 1,3 - для потребителей третьей категории;

n - число трансформаторов.

Для потребителей I, ** категории будем выбирать двух- трансформаторные подстанции.

Для первого и второго варианта развития сети выбор силовых трансформаторов одинаковый.

Расчёты по формулам (5.1), (5.2) и выбор силовых трансформаторов представлены в таблице 5.1.

Таблица 5.1 - Выбор силовых трансформаторов

Узел	Мощность нагрузки		S_ном.т, МBA	Тип трансформатора
Узел	Р, МВт	S_p, МВА	S_ном.т, МBA	Тип трансформатора
8	45	50	35,7	2хТРДН-40000/110
15	40	44,4	31,7	2хТРДН-40000/110
13	25	27,8	19,9	2хТРДН-25000/110
6	15	16,7	16,7	ТРДН-25000/110

6 Потери мощности в трансформаторах

Для того чтобы определить потери мощности в трансформаторах, необходимо задать параметры трансформаторов, включенных в сеть. Параметры трансформаторов, установленных на подстанциях, представлены в таблице 6.1.

Таблица 6.1 - Параметры трансформаторов [1, стр. 239, табл. 6.9]

Тип транс- форма- тора	S_ном, МBA	Преде- лы ре- гулиро- вания, %	Каталожные данные						Расчетные данные
			U_ном, кВ, обмоток		U_к, %	ΔР_кз, кВт	ΔР_хх, кВт	I_х, %	R_тр, Ом	Х_тр, Ом	ΔQ_хх, квар
			ВН	НН
ТРДН- 25000/ 110	25	±9х1,78	115	6,3; 10,5	10,5	120	27	0,7	2,54	55,9	175
ТРДН- 40000/ 110	40	±9х1,78	115	6,3; 10,5	10,5	172	36	0,7	1,44	34,8	260

Схемы замещения А и Б разомкнутой и замкнутой сети и их параметры представлены на рисунках 1 и 2 в приложениях А и Б.

Определяем потери мощности в трансформаторах на участках 1-4, 1-5, 1-7, 1-16 в схемах А и Б на рисунках 1 и 2 в приложениях А и Б.

(6.1)

где ΔР_т - потери активной мощности в трансформаторе, МВт;

ΔQ_т - потери реактивной мощности в трансформаторе, Мвар.

(6.2)

где ΔР_xx - потери холостого хода трансформатора, кВт;

β - коэффициент загрузки одного трансформатора;

ΔР_кз - потери короткого замыкания, кВт;

n - число трансформаторов.

(6.3)

где S_р - полная мощность потребителя, МВА;

S_ном.т - номинальная мощность трансформатора, МВА.

(6.4)

где U_к - напряжение короткого замыкания трансформатора, %;

S_ном.т - номинальная мощность трансформатора, МВА;

(6.5)

где ΔQ_хх - потери реактивной мощности в трансформаторе на холостом ходу, Мвар;

ΔQ_Тобмот - потери реактивной мощности в обмотках, Мвар;

Расчет по формулам (6.1…6.5) сведен в таблицу 6.2.

Таблица 6.2 - Потери мощности в трансформаторах

Участок	1 – 4	1 – 5	1 – 7	1 – 16
S_ном.т, МВА	40	40	25	25
n	2	2	2	1
β	0,69	0,49	0,67	0,67
U_к, %	10,5	10,5	10,5	10,5
ΔQ_Тобмот, Мвар	4,20	4,20	2,63	2,63
ΔQ_хх, Мвар	0,260	0,260	0,175	0,175
ΔQ_т, Мвар	2,52	1,53	1,53	1,36
ΔР_кз, кВт	172	172	120	120
ΔР_хх, кВт	36	36	27	27
ΔР_т, МВт	0,15	0,11	0,11	0,08
ΔS_т, МВА	0,15+j2,52	0,11+j1,53	0,11+j1,53	0,08+j1,36

7 Расчет параметров установившегося режима для участков разомкнутого и замкнутого вариантов сети и определение напряжения в конце линии

Рассчитываем параметры установившегося режима для участков сети и определяем напряжение в конце линии. Расчет производим итерационным методом, выбрав положительное направление потоков мощности (указаны на схеме замещения).

7.1 Расчет параметров разомкнутого варианта сети А

Определение мощностей на участках схемы

1) Определяем мощности в конце участков 4' 4, 5' 5,7' 7, 16' 16

2) Определение мощности в начале участков 4' 4, 5' 5, 7' 7, 16' 16

3) Определяем потери мощности в шунтах ΔS_ш2 на участках 1 4', 1 5', 1 7', 1 16'

4) Определение мощности в конце участков 1 4', 1 5', 1 7', 1 16'

5) Потери мощности на участках 1 4', 1 5', 1 7', 1 16'

6) Определение мощности в начале участков 1 4', 1 5', 1 7', 1 16'

7) Определяем потери мощности в шунтах ΔS_Ш1 на участках 1 4', 1 5', 1 7' 1 16'

8) Определяем мощность участков на входе электрической сети

9) Определяем мощность источника питания S₁

Определение напряжений в узловых точках схемы.

1) Определяем напряжение в узлах 4', 5', 7', 16'; так как U₁=*** кВ, следовательно, δU_1-4, δU_1-5, δU_l-7, δU_1-16 не учитываем.

Напряжение в узле 4':

Напряжение в узле 5':

Напряжение в узле 7':

Напряжение в узле 16':

2) Определяем потери напряжения в трансформаторах на участках 4' 4, 5' 5, 7' 7, 16' 16

3) Определяем напряжение в узлах 4, 5, 7, 16 (без учета трансформации)

4) Определяем напряжение потребителей с учетом коэффициентов трансформации n = 115/10,5=10,95 (см.таблицу 6.1)

Так как допустимое отклонение напряжения от номинального, равного 10кВ, составляет ±5% (либо ±0,5 кВ), то для всех узлов требуется регулирование напряжения. Производим регулирование напряжения во всех узлах за счет переключения отпаек трансформаторов.

Пределы регулирования каждого из трансформаторов, установленных на подстанциях, составляют ±9х1,78%, откуда номинальное напряжение потребителей в зависимости от номера отпайки может быть определено из следующего выражения:

(7.1)

где х – номер рациональной отпайки, откуда

(7.2)

Расчеты по формулам (7.1), (7.2) сведены в таблицу 7.1.

Таблица 7.1 - Номинальное напряжение потребителей схемы А

Узел	Коэффициент трансформации	U_потр., кВ	Рациональная отпайка	U_{ном.потр.}, кВ
4	10,95	8,48	-8	9,69
5	10,95	9,49	-4	10,16
7	10,95	8,98	-7	10,1
16	10,95	9,38	-4	10,05

7.2 Расчет параметров замкнутого варианта сети Б.

Поскольку в варианте Б схемы развития сети участки 1-5 и 1-16 не отличаются от аналогичных участков схемы варианта А, то расчет установившихся режимов ведем только для замкнутой схемы с узлами 1-4-7.

Расчет начинаем с преобразования сети в разомкнутую, путем разрезания по центру питания (рисунок 5), (U₁ = U₁^,= 110 кВ), в результате чего получим сеть с двухсторонним питанием.

Разрезаем схему по точке потокораздела (рисунок 6). Согласно п.3.2 точкой потокораздела является узел 4.

1 z_1-7 z_4-7 z_1-4 1’

7’ 4 4’

S₁₇ S₄₇ S₁₄

S₇ S₄ S^к₁₄

Рисунок 6 - Разрез схемы по точке потокораздела

Расчет установившегося режима без учета потерь мощности

1) Определяем поток мощности на головном участке 1-7

2) По первому закону Кирхгофа определим потоки мощности на остальных головных участках:

Делаем проверку для узла 7' (сумма мощностей должна быть равна нулю):

ΣS = 0

39,37 + j19,06 – 30 – j14,52 – 9,37 – j4,54 = 0

3) Определяем падения напряжения на участках схемы Б без учета потерь

Расчет установившегося режима с учетом потерь мощности

Определение мощностей на участках схемы.

1) Определяем потери мощности на участке 4’ 4. Потери мощности в трансформаторах определяем по таблице 6.2.

2) Определяем мощность в начале участка 4’ 4

3) Определяем потери мощности в шунте 5 ΔS_ш5

4) Определяем мощность в конце участка 1' 4'

5) Потери мощности в линии на участке 1' 4'

6) Определяем мощность в начале участка 1' 4' (без учета ΔS_ш6)

7) Определяем потери мощности в шунте 6 ΔS_ш6

8) Определяем полную мощность в начале участка 1' 4'

9) Определяем потери мощности на участке 7’ 7. Потери мощности в трансформаторах определяем по таблице 6.2.

10) Определяем мощность в начале участка 7’ 7

11) Определяем потери мощности в шунте 2 ΔS_ш2

12) Определяем мощность в конце участка 1 7'

13) Потери мощности в линии на участке 1 7'

14) Определяем мощность в начале участка 1 7' (без учета ΔS_ш1)

15) Потери мощности в шунте 1 ΔS_ш1

16) Полная мощность в начале участка 1 7'

17) Мощность в конце участка 4' 7' без учета потерь мощности (см. п.7.2.1)

18) Потери мощности в линии на участке 4' 7'

19) Мощность в начале линии 4' 7'

20) Мощность, потребляемая кольцевой схемой

21) Мощность источника питания S₁

Определение напряжений на участках схемы

1) Определяем напряжение в узлах 4', 7' без учета поперечной составляющей, так как U < 220 кВ.

Напряжение в узле 7':

Напряжение в узле 4':

2) Определяем падение напряжения в трансформаторах 4, 7

3) Напряжение потребителей 4, 7 (без учета трансформации)

4) Напряжение потребителей 4, 7 с учетом коэффициентов трансфор-мации n = 115/10,5 = 10,95 (см. таблицу 6.1)

Так как отклонение напряжения на шинах потребителей более допустимого, равного ±5% (либо ±0,5 кВ), то производим регулирование напряжения в узлах за счет переключения отпаек трансформаторов.

Расчеты по формулам (7.1), (7.2) сведены в таблицу 7.2.

Таблица 7.2 - Номинальное напряжение потребителей схемы Б

Узел	Коэффициент трансформации	U_потр., кВ	Рациональная отпайка	U_{ном.потр.}, кВ
4	10,95	7,43	-9	8,62
7	10,45	8,33	-9	9,66

8 Технико-экономическое сравнение вариантов

Сопоставление вариантов производится в результате расчетов сравнительной экономической эффективности капитальных затрат. Так как участки 1-5 и 1-16 схем А и Б идентичны, то сопоставление вариантов производим для участков сети 1-4, 1-7 схемы А и участков 1-4, 1-7, 4-7 схемы Б.

Экономическим критерием, по которому определяется наивыгод-нейший вариант, является минимум приведенных затрат, который определяется

З_н = Е_н·К+И+У (8.1)

где 3 - минимум приведенных затрат, т. руб.;

Е_н- нормативный коэффициент сравнительной эффективности капиталь ных вложений, Е_н= 0,12 (1/год);

К – к апитальные вложения, т. руб.;

И - ежегодные эксплуатационные расходы, т. руб;

У- математическое ожидание ущерба от нарушения электроснабжения, т.руб./год.

Так как оба варианта развития сети надежны, то ожидаемый ущерб равен нулю.

Капитальные вложения определятся

К=К_ВЛ ⁺ К_ПС= К_уп. · L (8.2)

где К - капитальные вложения, т. руб.

К_ВЛ - капитальные вложения на сооружение воздушной линии, т. руб.;

К_ПС - капитальные вложения на сооружение подстанции, т. руб.

К_уп.–укрупненный показатель стоимости для всего оборудования подстанций и линий электропередач, т.руб./км [1, стр.327, табл. 9.5], (с учетом повышающего коэффициента К=100)

L - длина линии, км.

Так как издержки на подстанции составляют существенную долю в приведенных затратах капиталовложений, то учет подстанционных составляющих не производим.

Ежегодные эксплуатационные расходы определятся

И = И_вл + И_пс + И_ΔЭ (8.4)

где И - ежегодные эксплуатационные расходы, т. руб.;

И_вл,И_пс - издержки на эксплуатацию воздушных линий (И_вл) и подстанций (И_пс), т. руб.;

И_ΔЭ – издержки на возмещение потерь электроэнергии, т. руб.

И_вл + И_пс = И_а + И_р + И_о = И_э (8.5)

где И_а - издержки на амортизацию, т. руб.;

И_р - издержки на ремонт, т. руб.;

И_о - издержки на обслуживание, т. руб.;

И_э - эксплуатационные расходы, т. руб.

И_э = α_э· К (8.6)

где α_э - коэффициент эксплуатационных расходов, 1/год;

α_э = 2,8%

И_ΔЭ = И_ΔЭл + И_ΔЭт (8.7)

где И_ΔЭл - издержки на возмещение потерь энергии в линиях, т. руб

И_ΔЭт - издержки на возмещение потерь энергии в трансформаторах, т. руб

И_ΔЭл = β₀·ΔР_вл· τ (8.8)

где β₀ - коэффициент стоимости потерь активной энергии,

β₀ = 0,75 руб./МВт· ч = 7,5·10^-4 т.руб./ МВт·ч (в ценах 2000 г.);

τ – число часов максимальных потерь, ч.;

ΔР_вл - потери мощности на воздушной линии, МВт;

И_ΔЭт = β₀ (τ ·ΔР_тр + 8760 · n · ΔР_хx) (8.9)

где ΔР_тр – суммарные переменные потери мощности в трансформаторах;

n – число трансформаторов;

ΔР_хх - потери мощности холостого хода в трансформаторах

Число часов максимальных потерь определится

τ = (0,124 + Т_mах / 10⁴ )² · 8760 (8.10)

Потери мощности на воздушной линии определятся

ΔР_вл = 3·I²_max·R_л, (8.11)

где I_max - максимальный расчетный ток на пятый год эксплуатации, А; R_л - сопротивление линии, Ом.

Суммарные переменные потери мощности в трансформаторах определятся

ΔР_тр = · I²_max (8.12)

Расчет минимума приведенных затрат для вариантов А и Б производим по формулам (8.1-8.12) и сводим в таблицы 8.1 и 8.2.

Таблица 8.1 - Расчет приведенных затрат для схемы А

Учас- ток	L, км	К_уп., т.руб/ км	К, т.руб	И_э, т.руб	ΔР_вл, МВт	ΔР_тр, МВт	И_ΔЭл, т.руб	И_ΔЭт, т.руб	З, т.руб
1 – 4	120	2000	240000	6720	0,84	0,017	2,89	0,53	35523,4
1 – 7	100	1780	178000	4984	0,39	0,011	1,34	0,39	26345,7
Итого									61869,1

Таблица 8.2 - Расчет приведенных затрат для схемы Б

Учас- ток	L, км	К_уп., т.руб/км	К, т.руб	И_э, т.руб	ΔР_вл, МВт	ΔР_тр, МВт	И_ΔЭл, т.руб	И_ΔЭт, т.руб	З, т.руб
1 – 4	120	1400	168000	4704	2,68	0,045	9,23	0,63	24873,9
1 – 7	100	1400	140000	3920	2,09	0,074	7,2	0,61	20727,8
4 – 7	100	1140	114000	3192	0,25	0	0,86	0	16872,9
Итого									62474,6

Общие затраты для схемы А составили 61869,1 тыс. руб., а для схемы Б - 62474,6 тыс.руб. По технико-экономическому сравнению получилось, что варианты развития сети равноэкономичны, отличаются менее чем на 5%.

Потери напряжения у потребителей в схеме А меньше, чем в схеме Б, однако, учитывая условия надежности электроснабжения, окончательно выбираем вариант Б развития сети.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

1. Справочник по проектированию энергетических систем/
В.В. Ершевич, А.Н. Зейлигер, Г.А. Илларионов и др.; Под ред. С.С. Рокотяна и И.М. Шапиро. 3-е изд., перераб. и доп. – М.: Энергоатомиздат, 1985 -352с.

2. Идельчик B.И. Электрические системы и сети: Учеб. для вузов.- М: Энергоатомиздат, 1989 -592с.

3. Правила устройства электроустановок. Все действующие разделы ПУЭ-6 и ПУЭ-7. – Новосибирск, Сиб.унив.изд-во, 2010 – 464 с., ил.

4. Проектирование развития районной электрической сети: Задание и метод. указания по выполнению курсового проекта но дисциплине «Электрические сети и системы». 2-е изд.. испр. и доп. Екатеринбург, 2002 -39 с.

5. Задания и методические указания для выполнения курсового проекта по дисциплине «Электрические сети и системы» (ГОС – 2000). Екатеринбург, ФГАОУ ВПО «Рос. гос. проф.-пед. ун-т», 2013 – 47 с.

6. Учебное пособие для курсового и дипломного проектирования по электроснабжению промышленных предприятий / Федоров А.А., Старкова Л. Е. – Учебное пособие для вузов, М.: Энергоатомиздат, 1987 – 368 с., ил.

Имя файла: pz.doc

Размер файла: 1113.5 Kb

Если закачивание файла не начнется через 10 сек, кликните по этой ссылке