72779

Проектирование районной электрической сети

Курсовая

Энергетика

При разработке схемы электроснабжения необходимо учитывать, что во всех пунктах потребления существуют потребители всех трех категорий, следовательно к ним выдвигаются разные требования по надежности электроснабжения, соединения оборудования подстанция должны быть согласованы со схемами соединения сети и удовлетворять ее требованиям.

Русский

2014-11-28

1.21 MB

2 чел.

Севастопольский   национальный   институт

ядерной  энергии  и  промышленности

                                                                    кафедра ЭСиСЭ

                       

                                  

Курсовой проект

Тема: «Проектирование районной

электрической  сети»

      

                                               Выполнил:

Славинский Г.Н.

                                                                       Класс 233

                                                   Проверил преподаватель каф. ЭСиСЭ:

Смирнов В.В.  

                                                                    

 

                                         Севастополь 2014 г.       

Содержание  курсового  проекта:

  1.  Цель  курсового  проекта.
  2.  Требования по  обеспечению  надежности

     электроснабжения.

  1.  Составление целесообразных схем развития  

    электрической  сети в соответствии с требованиями

    надежности электроснабжения потребителей.

  1.  Расчет потокораспределения активных мощностей

    и  выбор номинального напряжения в

    рассматриваемых вариантах сети.

  1.  Выбор сечения проводов линии.
  2.  Выбор автотрансформаторов.
  3.  Баланс реактивной мощности в сети.
  4.  Технико-экономическое сравнение целесообразных

    вариантов районной электрической сети.

  1.   Построение принципиальных схем электрической

    сети.

  1.  Построение схем замещения электрической сети.
  2.  Расчет параметров установившихся режимов

       электрической сети.

13.   Выбор коэффициентов трансформации.

  1.   Окончательный расчет ТЭ.
  2.   Вывод.

               

  1.  Цель курсового проекта.

    Целью курсового проекта является закрепление и углубление знаний в области теории и практики проектирования электрических сетей в объеме учебной программы при изучении курса «Электрические сети и системы».

Задачи при курсовом проектировании районных электрических сетей заключаются в следующем:

  -   выборе конфигурации и основных параметров схемы равития сети;

  •  выборе трансформаторов, автотрансформаторов и компенсирующих

    устройств на подстанциях;

  •  обеспечение требуемого уровня напряжения в сети во всех рабочих режимах путем выбора способов регулирования напряжения на подстанциях путем выбора способов регулирования напряжения на подстанциях  районной электрической сети;
  •  оценке технико-экономической эффективности принятых решений в курсовом проекте.

  1.  Требования по обеспечению надежности электроснабжения.

    Выбор тех или иных схем электрической сети зависит от протяженности линий и передаваемой по ним мощности, а также от надежности электроснабжения. Согласно этим требованиям, электроприемники первой категории должны обеспечиваться электроэнергией от двух независимых источников питания и перерыв электроснабжения может быть допущен лишь на время автоматического ввода резервного питания. Вторая категория электроприемников- это такие, у которых перерыв электроснабжения допускается до включения резервного питания дежурным персоналом или выездной бригадой. Электроснабжение электроприемников третьей категории может выполняться от одного источника питания при условии, что перерывы электроснабжения, необходимые для ремонта, не превышают одних суток.

    При разработке схемы электроснабжения необходимо учитывать, что во всех пунктах потребления существуют потребители всех трех категорий, следовательно к ним выдвигаются разные требования по надежности электроснабжения, соединения оборудования подстанция должны быть согласованы со схемами соединения сети и удовлетворять ее требованиям.

           Расчет мощностей по пункам потребления.

Исходные и расчетные

данные по подстанциям

       ПС-1

       ПС-2

           ПС-3

Активная мощность пот-

ребления в режиме max

напряжений.(МВт)

ΣPпс1

ΣPсн1

ΣPнн1

ΣPпс2

ΣPсн2

ΣPнн2

ΣPпс3

ΣPсн3

ΣPнн3

140

84

56

100

60

40

120

72

48

Коэффициент реактив-

ной мощности tgφ в режи-

ме max нагрузок

СН

НН

СН

НН

СН

НН

0,67

0,61

0,67

0,61

0,67

0,61

Реактивная мощность

Qсн= Pcн·tgφ (МВар)

Qнн = Pнн· tgφ

ΣQвс1

ΣQсн1

ΣQнн1

ΣQвс2

ΣQсн2

ΣQнн2

ΣQпс3

ΣQсн3

ΣQнн3

90,44

56,28

34,16

64,6

40,2

24,4

77,52

48,24

29,28

Полная мощность (МВА)

ΣSпс1

ΣSсн1

ΣSнн1

ΣSпс2

ΣSсн2

ΣSнн2

ΣSпс3

ΣSсн3

ΣSнн3

166,67

101,1

65,6

119,1

72,2

46,85

142,86

86,7

56,2

Комплексная мощность

S = P + jQ         (МВА)

140+j90,44

84+j56,28

56+j34,16

100+j64,6

60+j40,2

40+j24,4

120+j77,52

72+j48,24

48+j29,28

  1.  Составление целесообразных схем развития электрической сети в соответствии с требованиями надежности электроснабжения потребителей первой, второй и третьей категорий.

ПП1

1

2

3

ЦП

4

5

ПП2

6

7

ПП3

8

9

10

11

         a         в          c         d         e         f         g         h         k          l        m

    Масштаб 1:15

    Рассчитаем длины линий по пунктам потребления в масштабе

    L 01 : ЦП-ПП1 : 10см  · 15 км = 150 км

    L 02 : ЦП-ПП2 : 11 см · 15 км = 165 км

    L 03 : ЦП-ПП3 :  5 см · 15 км = 75 км

    L 12 : ПП1-ПП2 : 5 см · 15 км = 75 км

    L 23 : ПП2-ПП3 : 8,46 см ·15 км = 127 км

    L 13 : ПП1-ПП3 : 10 см ·15 км = 150 км

       

        

                        схема №1                         схема №2

                

                   

           

                         схема №3                          схема №4

                                                                                                                        

                 схема №5                                                                      схема №6

        

  1.  Расчет  потокораспределения активных мощностей и выбор номинального напряжения в рассматриваемых вариантах.

При предварительном расчете полагаем, что сечения проводников одинаковы во всех ветвях, что значительно упрощает расчет.

 

    Число независимых контуров определим как разность между числом

ветвей =5 и нагрузочных узлов = 3.

Число независимых контуров 5-3 = 2

   P1*·L01 + ( P1* - P1)· L 12 - ( -P1*+ P1+P2- P2*+P3)·L02=0

   P2*·L03 + ( P2* - P3)· L 23 - (-P1*+ P1+P2- P2*+P3)·L02=0

   380P1* + 165 P2* = 69900

   367 P2*+ 165 P1* = 74640

 

Проведем проверку:

1 узел: 115+25=140

2 узел:  151,6=120+31,6 

3 узел:  31,6+93,4=125

 

Отсюда видно, что расчет выполнен верно. Значит составим окончательную схему             

                                                                                                                                                 

  

 P3=120         

По формуле Илларионова определим напряжения каждой ветви:

Схема №6

 

 

Схема №5

По формуле Илларионова определим напряжения каждой ветви:

 

                          

Схема № 4

             

            

           Схема №3

                             

По формуле Илларионова определим напряжения каждой ветви:

 

      

Схема № 2

                        

 

По формуле Илларионова определим напряжения каждой ветви:

 

         

        

Схема № 1

                          

По формуле Илларионова определим напряжения каждой ветви:

 

        

         

Аварийный режим работы

Рассмотрим работу сети при аварийном режиме. Для этого рассчитаем мощности, напряжение и ток  на каждом участке цепи.

 

Схема № 6

                            

       

(МВт)

(МВт)

P23 = -5,233 МВт

По формуле Илларионова определим напряжения каждой ветви:

 

                          

           Схема № 5

                            

(МВт)

(МВт)

P23 = -5,233 МВт

По формуле Илларионова определим напряжения каждой ветви:

 

                          

          Схема № 4

                            

            

Схема №3

                              

(МВт)

(МВт)

        P12 = 17, 42 (МВт)

По формуле Илларионова определим напряжения каждой ветви:

 

Схема № 2

 P1* =220(МВт)      

 P2* =100 (МВт)

          Р12 = P1*- Р1 = 105 (МВт)

 

По формуле Илларионова определим напряжения каждой ветви:

 

         

Схема № 1

                          

P2* = 320 (МВт)

Р23 = 220 (МВт)

Р12 = 115 (МВт)

По формуле Илларионова определим напряжения каждой ветви:

 

        

Расчет и выбор напряжений по ветвям вариантов сети

Варианты

   схем

                 Значения напряжения на отдельных линиях (кВ)

     L1

    L2

    L3  

     L4

    L5

      

схема №1

294,64

178,86

235,516

по формуле

330

220

330

по таблице

330

330

330

принято

схема №2

230,95

186,64

173,19

по формуле

330

220

220

по таблице

330

330

330

принято

схема №3

195,05

174,06

186,64

80,84

по формуле

220

220

220

110

по таблице

220

220

220

220

принято

схема №4

185,219

188,15

186,64

по формуле

220

220

220

по таблице

220

220

220

принято

схема №5

185,219

192,012

182,315

45,44

по формуле

220

220

220

110

по таблице

220

220

220

220

принято

схема №6

146,135

131,3

215,24

195,05

64,516

по формуле

220

220

220

220

110

по таблице

220

220

220

220

220

принято

5. Выбор сечения проводов линии.

    Рассчитываем наибольший рабочий ток по формуле:

Определим cosφ по tgφ на подстанциях

tgφн = 0,6      φ = 30,96 0        cosφн = 0,858

Схема № 6

 

         

         

   Вычислим рабочий ток по формуле:  Iр = Iнб · ai · aT

Так как линии у нас 220 кВ, то ai = 1,04

aT – коэффициент, учитывающий число часов использования max нагрузки линии Tнб и коэффициент попадания в максимум энергосистемы Kμ.

  aT = 1,2                  Kμ =0,8

Iр(цп-1) = 242,149 (А)

Iр(цп-2) = 556,606 (А)

Iр(цп-3) =422,55 (А)

Iр(1-2) = 196,83 (А)

Iр(2-3) = 40,83 (А)

Схема № 5

 

         

 

Вычислим рабочий ток по формуле:  Iр = Iнб · ai · aT

Iр(цп-1) = 438,98 (А)

Iр(цп-2) = 219,77 (А)

Iр(цп-3) = 361,75 (А)

Iр(2-3) = 19,975 (А)

.

Схема № 4

 

   Вычислим рабочий ток по формуле:  Iр = Iнб · ai · aT

  aT = 1,2                  Kμ =0,8

Iр(цп-1) = 219.617 (А)

Iр(цп-2) = 200.519 (А)

Iр(цп-3) = 190.971 (А)

Схема № 3

 

         

   Вычислим рабочий ток по формуле:  Iр = Iнб · ai · aT

  aT = 1,2                  Kμ =0,8

Iр(цп-1) = 334,31(А)

Iр(цп-2) = 505,48 (А)

Iр(цп-3) = 190.97 (А)

Iр(1-2) = 66,496 (А)

Схема № 2

 

         

   Вычислим рабочий ток по формуле:  Iр = Iнб · ai · aT

  aT = 1,2                  Kμ =0,8

Iр(цп-1) = 280.091 (А)

Iр(цп-3) = 200.59 (А)

Iр(1-2) = 133.68 (А)

  

Схема № 1

         

         

   Вычислим рабочий ток по формуле:  Iр = Iнб · ai · aT

  aT = 1,2                  Kμ =0,8

Iр(цп-3) = 146.411 (А)

Iр(1-2) =407.405 (А)

Iр(2-3) = 280.091(А)

  

Рассчитываем наибольший аварийный ток по формуле:

Определим cosφ по tgφ на подстанциях

tgφн = 0,6      φ = 30,96 0        cosφн = 0,858

Схема № 6

 

         

         

   Вычислим рабочий ток по формуле:  Iр = Iнб · ai · aT

Так как линии у нас 220 кВ, то ai = 1,04

aT – коэффициент, учитывающий число часов использования max нагрузки линии Tнб и коэффициент попадания в максимум энергосистемы Kμ.

  aT = 1,2                  Kμ =0,8

Iр(цп-1) = 438,98(А)

Iр(цп-2) = 420,77(А)

Iр(цп-3) = 361,744(А)

Iр(1-2) =196,83 (А)

Iр(2-3) =19,975 (А)

Схема № 5

 

         

 

 Вычислим рабочий ток по формуле:  Iр = Iнб · ai · aT

Iр(цп-1) = 438,98 (А)

Iр(цп-2) = 420,77 (А)

Iр(цп-3) = 361,75 (А)

Iр(2-3) = 19,975 (А)

Схема № 4

 

   Вычислим рабочий ток по формуле:  Iр = Iнб · ai · aT

  aT = 1,2                  Kμ =0,8

Iр(цп-1) = 438,98 (А)

Iр(цп-2) = 400,81 (А)

Iр(цп-3) = 381,72 (А)

  

Схема № 3

 

         

   Вычислим рабочий ток по формуле:  Iр = Iнб · ai · aT

  aT = 1,2                  Kμ =0,8

Iр(цп-1) = 334,31(А)

Iр(цп-2) = 505,48 (А)

Iр(цп-3) = 381,72 (А)

Iр(1-2) = 66,496 (А)

  

Схема № 2

 

         

   Вычислим рабочий ток по формуле:  Iр = Iнб · ai · aT

  aT = 1,2                  Kμ =0,8

Iр(цп-1) = 559,855 (А)

Iр(цп-3) = 254,48 (А)

Iр(1-2) = 267,203 (А)

  Схема № 1

         

         

   Вычислим рабочий ток по формуле:  Iр = Iнб · ai · aT

  aT = 1,2                  Kμ =0,8

Iр(цп-3) = 814,334 (А)

Iр(1-2) =292,65 (А)

Iр(2-3) = 559,85(А)

6. Выбор сечения проводов по ветвям схем

      Выбор сечения проводов производим с учетом аварийного режима на один провод.

   Тип

   опор

Конструкция

Линия

Ip/ IА

A

Эконом. интервал,    мм2

Сечение

   мм2

 Марка

провода

схема 1

2х-цепн

железобетон

L3

146.411

133.1

240

АС 2*240/32

2х-цепн

железобетон

L4

407.405 (815)

741

400

АС 2*400/51

2х-цепн

железобетон

L5

280.091

254.63

240

  АС 2* 240/32

схема 2

2х-цепн

железобетон

L1

280.091 (560)

509

240

  АС 2*240/32

2х-цепн

железобетон

L3

200.59

185

240

АС2*240/32

2х-цепн

железобетон

L4

133.68

121.5

240

АС2*240/32

схема 3

1-цепн

железобетон

L1

334,31

303.9

240

АС 240/32

1-цепн

железобетон

L2

505,48

459.52

240

  АС 240/32

2х-цепн

железобетон

L3

190,86

(381,72

347

240

АС 240/32

1-цепн

железобетон

L4

66,496

60.45

240

АС 240/32

схема 4

2х-цепн

железобетон

L1

219,49

(438,98

399

240

  АС 240/32

2х-цепн

железобетон

L2

200.519

182.29

240

АС 240/32

2х-цепн

железобетон

L3

190.971

173.61

240

АС 240/32

схема 5

2-цепн

железобетон

L1

219,49

(438,98

382.5

240

АС 240/32

1-цепн

железобетон

L2

420,77

382.5

240

АС 240/32

1-цепн

железобетон

L3

361,75

328

240

АС 240/32

1-цепн

железобетон

L5

19,975

18.16

240

АС 240/32

схема 6

1-цепн.

железобетон

L1

242,15 (438,98

399.1

240

АС 240/32

1-цепн.

железобетон

L2

556,81 (420,77

382.5

240

АС 240/32

1-цепн.

железобетон

L3

422,55 (361,74

384.1

240

АС 240/32

1-цепн

железобетон

L4

196,83

178.9

240

АС 240/32

1-цепн

железобетон

L5

40,83 (19,975)

37.1

240

АС 240/32

П р и м е ч а н и я:

1.Значения в скобках, приняты по аварийным режимам.

где  i-- коэффициент,  учитывающий изменения нагрузки по годам эксплуатации. Для линий 110…330 кВ  i = 1,04;  

T - коэффициент, учитывающий число часов использования максимальной нагрузки  линии Iнб и коэффициент ее попадания в максимум энергосистемы (Км).  Коэффициент Т принимаем Т = 1,2.

В соответствии  с данными находим стандартные сечения проводов ВЛ и на основании экономических  интервалов  токовых  нагрузок выбираем сечения проводов ВЛ в ветвях всех вариантов схем.

  1.  Выбор автотрансформаторов.

    Выбор количества автотрансформаторов зависит от требований к обеспечению надежности электроснабжения потребителей, питающихся от подстанций. Так как у нас высшее напряжение 220 кВ и в каждом пункте есть потребители первой категории, то устанавливаем по два автотрансформатора.

    Суммарная установленная мощность трансформаторов  для двухтрансформаторной подстанции:

В настоящее время при выборе номинальной мощности трансформаторов двухтрансформаторной подстанции принимают К = К12/ Кпн =0,7

Тогда ST можно рассчитать для двухтрансформаторной подстанции по формуле

ST = 0,7Smax

Тогда для ПС-1:  S1 = 0,7·131.5 = 92.05(МВА)

Для ПС-2:             S2 = 0,7·163 = 114.1(МВА)

Для ПС-3:             S3 = 0,7·114.4 = 80.08(МВА)

Для всех подстанций выбираем два автотрансформатора

АТДЦТН 125000/220/10/6

  1.  Баланс реактивной мощности.

Найдем расход реактивной мощности по формуле:

Qp = ΣPн·tgφ + ΔQТ + ΔQЛ

Расчет будем выполнять по оценочным формулам:

ΔQЛ = ΔQЛ1 +ΔQЛ2+ΔQЛ3 +ΔQЛ4 +ΔQЛ5

Для всех подстанций ΔQТ = 0,07 Sном

Так как у нас всего 6 автотрансформаторов, то

ΔQТ = 6·0,07·125 = 52,5 (МВар)

ΣPн·tgφ = 63.5+58+55.2= 176.64 (МВар)

Определим потери в линии по формуле: ΔQЛ = 0,15Р

Рассчитаем потери для схемы № 6

ΔQЛ1 = 0,15·63.436 = 9.515(МВар)

ΔQЛ2 = 0,15·145.868 = 21.88(МВар)

ΔQЛ3 = 0,15· 110.696 =  16.604(МВар)

ΔQЛ4 = 0,15· 51.564 = 7.735 (МВар)

ΔQЛ5 = 0,15·10.696 = 1.604 (МВар)

Qрасхода = 9.515+21.88+16.604+7.735+1.604= 41.9 (МВар)

Рассчитаем потери для схемы № 5

ΔQЛ1 = 0,15·115 = 17.25 (МВар)

ΔQЛ2 = 0,15·110 = 16.535 (МВар)

ΔQЛ3 = 0,15· 94.767 =  14.215 (МВар)

ΔQЛ5 = 0,15·5.233 = 0.785 (МВар)

Qрасхода = 47.215 (МВар)

Рассчитаем потери для схемы № 4

ΔQЛ1 = 0,15·115 = 17.25 (МВар)

ΔQЛ2 = 0,15·105 = 15.75 (МВар)

ΔQЛ3 = 0,15· 100=  15 (МВар)

Qрасхода = 48  (МВар)

Рассчитаем потери для схемы № 3

ΔQЛ1 = 0,15·87.581 = 13.137 (МВар)

ΔQЛ2 = 0,15·132.419 = 19.863 (МВар)

ΔQЛ3 = 0,15· 100 =  15 (МВар)

ΔQЛ4 = 0,15· 17.419 = 2.613 (МВар)

Qрасхода = 50.613 (МВар)

Рассчитаем потери для схемы № 2

ΔQЛ1 = 0,15·220= 33 (МВар)

ΔQЛ3 = 0,15· 100 =  15 (МВар)

ΔQЛ4 = 0,15· 105 = 15.75 (МВар)

Qрасхода = 63.75 (МВар)

Рассчитаем потери для схемы № 1

ΔQЛ3 = 0,15· 320 =  48 (МВар)

ΔQЛ4 = 0,15· 115 = 17.25 (МВар)

ΔQЛ5 = 0,15·220 = 33 (МВар)

Qрасхода = 98.25 (МВар)

Определим приходящую мощность:

Qпр = Qэс + Qс

Qэс = 1,08·ΣРн · tgφг , где tgφг = 0,62 для АЭС.

Qэс = 1,08·320·0,62 = 214.272 (МВар)

Зарядная мощность находится по формуле:

Qс = 14,5·L –на 100 км одноцепной линии.

Qс = Qсл1 + Qсл2 + Qсл3 + Qсл4 + Qсл5

        Схема № 6         Qсл1 = 0,146 ·67.5= 9.855(МВар)

                         Qсл2 = 0,146·112.5= 16.425(МВар)

                         Qсл3 = 0,146·135= 19.71(МВар)

                         Qсл4 = 0,146·52.5= 7.665(МВар)

                         Qсл5 = 0,146· 75= 10.95(МВар)

     Qприхода = 56.94(МВар)

Схема № 5               Qсл1 = 0,146 ·67.5= 9.855(МВар)

                                 Qсл2 = 0,146·112.5=16.425 (МВар)

                                 Qсл3 = 0,146·135= 19.71(МВар)

                                 Qсл5 = 0,146·75 = 10.95 (МВар)

     Qприхода = 56.94(МВар)

Схема № 4                 Qсл1 = 0,146 ·67.5= 9.855(МВар)

          Qсл2 = 0,146·112.5=16.425 (МВар)

          Qсл3 = 0,146·135= 19.71(МВар)

       Qприхода = 45.99(МВар)

Схема № 3                  Qсл1 = 0,146 ·67.5=9.855 (МВар)

                                           Qсл2 = 0,146·112.5= 16.425(МВар)

                                           Qсл3 = 0,146·135= 19.71(МВар)

                                           Qсл4 = 0,146·52.5=7.665 (МВар)

        Qприхода = 53.655 (МВар)

Схема № 2                   Qсл1 = 0,406 ·67.5= 27.405(МВар)

         Qсл3 = 0, 406·135= 54.81 (МВар)

         Qсл4 = 0, 406·52.5=21.315 (МВар)

         Qприхода = 64.605 (МВар)

Схема № 1                    Qсл3 = 0.406·135= 54.81(МВар)

        Qсл4 = 0.406·525= 21.315(МВар)

        Qсл5 = 0.406·75= 30.45 (МВар)

          Qприхода = 10.575 (МВар)

Расчет сводного баланса реактивной мощности по вариантам.

Баланс по

вариантам

   1

    2

    3

    4

    5

  6

Qрасхода

Qприхода

Q

98.25

63.75

50.613

48

48.8

57

106.58

64.605

53.655

45.99

56.94

65

-8.325

-0.855

-3.042

2.01

-8.14

-8

  1.  Технико-экономическое сравнение целесообразных

вариантов районной электрической сети.

Все сопоставляемые  варианты должны быть взаимозаменяемыми и обеспечивать одинаковый энергетический эффект.  Если варианты существенно различаются по надежности электроснабжения, то рекомендуется в состав приведенных затрат (3),  на основании расчета которых собственно и производится ТЭ оценка сравниваемых вариантов, включать ущерб от недоотпуска электроэнергии (У).

Эти расчеты  могут быть выполнены по укрупненным показателям на стадии предварительных оценочных вариантов, а также по показателям надежности. В отдельных случаях варианты могут быть выбраны по заданию преподавателя.

Для решения задачи ТЭ оценки сравниваемых вариантов районной сети с учетом требований надежности электроснабжения  необходимо  для всех целесообразных вариантов предварительно рассчитать потокораспределения мощности по ВЛ  без  учета  потерь  мощности, выбрать номинальные напряжения, сечения и марки проводов ВЛ, рассчитать баланс реактивной  мощности,  выбрать  количество  и  типы трансформаторов (автотрансформаторов) на подстанциях, принять решение по установке на ПС батарей статических конденсаторов, а затем приступить к расчетам приведенных затрат по всем вариантам по формуле:

                                              З = Ен· К + И,                                                    

где Ен- нормативный коэффициент сравнительной эффективности капитальных вложений, Ен = 0,12;

      К - капитальные вложения, тыс. грн;

Определим капиталовложения для каждого из сравниваемых вариантов.  При этом элементы, повторяющиеся во всех вариантах, не учитываются. Капиталовложения на сооружение линий (Кл) и подстанций (Кп) суммируются для всей сети:

                                               ,                                             

и подсчитаем по укрупненным показателям стоимости электрических сетей.

                                               Кл = Ко· l;                                                     

где  К0 - стоимость сооружения 1 км линии,  тыс. грн;

      l – длина ВЛ, км.

Определим ежегодные издержки.

,

где  ал  и  ол - соответственно отчисления на амортизацию и обслуживание линий в % ;

Нормы амортизационных отчислений зависят от срока службы сооружений, оборудования, а также от стоимости капитальных ремонтов.

       Ипот – потери электроэнергии;

       -  стоимость потерь 1кВт·ч;

W - потери  электроэнергии  в  кВт·ч (за год).

  Определим капиталовложения для каждого из сравниваемых вариантов.

При этом элементы, которые повторяются во всех вариантах, не учитываются, поэтому мы опускаем все затраты связанные с автотрансформаторами.

К =ΣКл   ΣКл = Σ(К0 · L)

   K6 = К0ас240 (L2+L4+L5+ L3+L1) = 16,4(67.5+112.5+135+52.5+75)=

           = 7257 (тыс. грн.)

   K5=К0ас240(L2+L3+L5)+К02ас240·(L1)=16,4(112.5+135+75)+27.8·(67.5)=      =7165.5(тыс. грн.)

   K4 = К02ас240 (L2+ L3+ L1) = 27, 8(112.5+135+67.5) = 8757 (тыс.грн.)

   K3=К0ас240(L4+L1+L2+К02ас240·(L3)=16,4(52.5+67.5+112.5)+27.8·(135)=                                                            =7566 (тыс.грн.)

   K2 = К02ас240(L2 + L4+ L1) = 33.1(112.5+52.5+67.5) = 7696(тыс.грн.)

   K1 = К02ас240(L3+L5)+ К02ас400 (L4) = 33.1(135+75)+38(52.5) = 8946 (тыс.грн.)

            Определяем ежегодные издержки на амортизацию и обслуживание ВЛ.

             , где aал – отчисления на амортизацию

      aол – отчисления на обслуживание

             

             

              

              

              

              

Варианты схем

Кл , тыс.грн

Ил,тыс.грн.

схема №1

схема №2

схема №3

схема №4

схема №5

схема №6

8949

7696

7566

8757

7165.5

7257

250.5

215.5

211.8

245.145

200.6

203.196

Вычисляем ежегодные затраты на возмещение  потерь энергии Ипот

Ипот = β·ΔW , где β – стоимость потерь электрической энергии

β =0,8-1 коп/кВт·ч

Зададимся β = 1 коп/кВт·ч

      

      Потери электрической энергии определим по формуле:

τ = Т · amax 

amax = Kμ2

amax = (0,8)2 = 0,64

τ = (0.124+T/10000)2 *8760=3195.79часов

ΔРкор= ΔРкор уд.·L

Для проводов сечением 240/32 удельные потери на корону будут равны

2,4 кВт/км, для проводов сечением  300/39 удельные потери на корону будут равны 2,2 кВт/км

Так как у нас не рассчитана ранее Sнб, то будем ее рассчитывать по формуле:

tgφср = усредненное значение для данного напряжения.

Примем tgφср=0,6 для напряжения 220 кВ и 330 кВ.

      Схема № 6

(МВт·ч)

R1 = R0·L1=0,121·67.5 = 8.1675 (Ом)   

ΔРкор= ΔРкор уд.·L1 = 2,4·67.5 =162 (кВт·км)

(МВт·ч)

R2 = R0·L2=0,121·112.5= 13.61 (Ом)   

ΔРкор= ΔРкор уд.·L2 = 2,4·112.5 = 270(кВт·км)

(МВт·ч)

R3 = R0·L3=0,121·135= 16.34 (Ом)   

ΔРкор= ΔРкор уд.·L3 = 2,4·135 = 324 (кВт·км)

(МВт·ч)

R4 = R0·L4=0,121·52.5 = 6.35 (Ом)    

ΔРкор= ΔРкор уд.·L4 = 2,4·52.5= 126 (кВт·км)

(МВт·ч)

R5 = R0·L5=0,121·75 = 9.075 (Ом)    

ΔРкор= ΔРкор уд.·L5 = 2,4·75 = 180 (кВт·км)

       Схема № 5

 (МВт·ч)

R1 = R0·L1=0.121·67.5 = 8.168 (Ом)   

ΔРкор= ΔРкор уд.·L1 = 2,4·67.5 =162 (кВт·км)

(МВт·ч)

R2 = R0·L2=0,121·112.5= 13.61 (Ом)   

ΔРкор= ΔРкор уд.·L2 = 2,4·112.5 = 270(кВт·км)

(МВт·ч)

R3 = R0·L3=0,121·135 = 16.335 (Ом)   

ΔРкор= ΔРкор уд.·L3 = 2,4·135 = 324 (кВт·км)

(МВт·ч)

R5 = R0·L5=0,121·75 = 9.075 (Ом)    

ΔРкор= ΔРкор уд.·L5 = 2,4·75 = 180 (кВт·км)

  Схема № 4

 (МВт·ч)

R1 = R0·L1=0.121·67.5 = 8.168 (Ом)   

ΔРкор= ΔРкор уд.·L1 = 2,4·67.5 =162 (кВт·км)

(МВт·ч)

R2 = R0·L2=0,121·112.5= 13.61 (Ом)   

ΔРкор= ΔРкор уд.·L2 = 2,4·112.5 = 270(кВт·км)

(МВт·ч)

R3 = R0·L3=0,121·135 = 16.335 (Ом)   

ΔРкор= ΔРкор уд.·L3 = 2,4·135 = 324 (кВт·км)

   Схема № 3

(МВт·ч)

R1 = R0·L1=0.121·67.5 = 8.168 (Ом)   

ΔРкор= ΔРкор уд.·L1 = 2,4·67.5 =162 (кВт·км)

(МВт·ч)

R2 = R0·L2=0,121·112.5= 13.61 (Ом)   

ΔРкор= ΔРкор уд.·L2 = 2,4·112.5 = 270(кВт·км)

(МВт·ч)

R3 = R0·L3=0,121·135 = 16.335 (Ом)   

ΔРкор= ΔРкор уд.·L3 = 2,4·135 = 324 (кВт·км)

(МВт·ч)

R4 = R0·L4=0,121·52.5 = 6.35 (Ом)    

ΔРкор= ΔРкор уд.·L4 = 2,4·52.5= 126 (кВт·км)

        Схема № 2

 (МВт·ч)

R1 = R0·L1=0,06·67.5 = 4.05 (Ом)   

ΔРкор= ΔРкор уд.·L1 = 3,3·67.5 =222.75 (кВт·км)

(МВт·ч)

R3 = R0·L3=0,06·135 = 8.1 (Ом)   

ΔРкор= ΔРкор уд.·L3 = 3,3·135 = 445.5 (кВт·км)

(МВт·ч)

R4 = R0·L4=0,06·52.5 = 3.15 (Ом)    

ΔРкор= ΔРкор уд.·L4 = 3,3·52.5 = 173.25 (кВт·км)

      Схема № 1

(МВт·ч)

R3 = R0·L3=0,06·135 = 8.1 (Ом)   

ΔРкор= ΔРкор уд.·L3 = 3,3·135 = 445.5 (кВт·км)

(МВт·ч)

R4 = R0·L4=0.0375·52.5 = 1.197 (Ом)    

ΔРкор= ΔРкор уд.·L4 = 2.4·52.5 = 126 (кВт·км)

(МВт·ч)

R5 = R0·L5=0,06·75 = 4.5 (Ом)    

ΔРкор= ΔРкор уд.·L5 = 3,3·75 = 247.5 (кВт·км)

Ипот1 = β·ΣΔW 1= 0,01·50206= 502.06(тыс. грн.)

Ипот2 = β·ΣΔW 2= 0,01·19814 = 198.14(тыс. грн.)

Ипот3 = β·ΣΔW 3=0,01·44621=446.21 (тыс. грн.)

Ипот4 = β·ΣΔW4 = 0,01·45940=459.4 (тыс. грн.)

Ипот5 = β·ΣΔW5 = 0,01·40559 =405.59 (тыс. грн.)

Ипот6 = β·ΣΔW 6= 0,01·57851= 578.51 (тыс. грн.)

Потери электроэнергии.

Вариант схемы

ΣΔW

      1

50206

      2

19814

      3

44621

      4

45940

      5

40559

      6

578.51

 

 Сводные данные расчета приведенных затрат сравниваемых

                        вариантов развития сети на первом этапе.

Вариант

схемы

Ен·К= 0,12·К

    Ил

   Ипот

З = Ен·К+ Ил+ Ипот

     1

1073.52

250.5

502.06

1826.08

     2

923.52

215.5

198.14

1337.16

     3

907.92

211.8

446.21

1565.93

     4

1050.84

245.196

459.4

1755.5

     5

859.86

200.6

405.59

1466.05

     6

870.84

203.196

578.51

1652.55

По полученным технико-экономическим расчетам я выбираю для дальнейшего

рассмотрения схему №5 и схему №6.

      Расчет кольцевой сети: (схема №5) 

      SA       L3       3       L5           2         L2  SВ 

       SA3       S23   SA2                  S3   S2

           

S2 = 105+j58 (МВА)

S3 = 100+j55,2 (МВА)

L2 = 112.5 км

L3 = 135 км

L5 = 75 км

Найдем мощности в точке потокораздела

S23 =Sa3-S3= 10.2+j4.5(МВА)

  QA3"        QA3        Q23"  Q23       QВ2"        QВ2

        Z3               3   Z5      2        2'     Z2                     

  SВ2Н             SA3Н     SA3K        S23Н                  

                                                S3

                                                                                                                                 S23K       SВ2K

РАСЧЁТ ПАРАМЕТРОВ РЕЖИМА СЕТИ ВАРИАНТ 2 (кольцевой сети) В РЕЖИМЕ МАКСИМАЛЬНЫХ НАГРУЗОК

1,Параметры сети

Длины ЛЭП км:

Сопротивления ЛЭП Ом:

Мощности потребляемые с шин СН и НН в режиме максимальных нагрузок без учёта мощности компенсирующих устройств       МВАр,МВт:

Подстанция :2

Подстанция 3:

Ёмкостные проводимости линий в/2 СМ:

 


1. Напряжения принимаются на первом этапе равными номинальному напряжению сети 220кВ

Расчёт  производим как для кольцевой сети

Представляем схему в виде цепи с двухсторонним питанием.

Произведём расчёт для нижней схемы для СН

2. Мощность на головных участках сети

Находим поток мощности в линии 23

Нагрузки в узле  3

Потери мощности в линии 23

Мощность в начале линии 23


Мощность в конце линии 02

Потери мощности в линии 02

Мощность в начале продольных сопротивлений линии 02

Напряжение в узле 2 (нулевое приближение)

Мощность в начале линии 02

Напряжение в узле 2 (первое приближение)


Нарпяжение в узле 3 (первое приближение)

Произведём расчёт для НН

2. Мощность на головных участках сети

Находим поток мощности в линии 23


Нагрузки в узле 3

Потери мощности в линии 23

Мощность в начале линии 23

Мощность в конце линии 02

Потери мощности в линии 02

Мощность в начале продольных сопротивлений линии 02


Напряжение в узле 2 (нулевое приближение)

Мощность в начале линии 02

Напряжение в узле 2 (первое приближение)

Напряжение в узле 3 (первое приближение)


РАСЧЁТ ПАРАМЕТРОВ РЕЖИМА СЕТИ ВАРИАНТ 5 (кольцевой сети) В РЕЖИМЕ МИНИМАЛЬНЫХ НАГРУЗОК

1,Параметры сети

Длины ЛЭП км:

Сопротивления ЛЭП Ом:

Мощности потребляемые с шин СН и НН в режиме максимальных нагрузок без учёта мощности компенсирующих устройств       МВАр,МВт:

Подстанция :2

Подстанция 3:

Ёмкостные проводимости линий в/2 СМ:

 


1. Напряжения принимаются на первом этапе равными номинальному напряжению сети 220кВ

Расчёт  производим как для кольцевой сети

Представляем схему в виде цепи с двухсторонним питанием.

Произведём расчёт для нижней схемы для СН

2. Мощность на головных участках сети

Находим поток мощности в линии 23

Нагрузки в узле  3


Потери мощности в линии 23

Мощность в начале линии 23

Мощность в конце линии 02

Потери мощности в линии 02

Мощность в начале продольных сопротивлений линии 02

Напряжение в узле 2 (нулевое приближение)


Мощность в начале линии 02

Напряжение в узле 2 (первое приближение)

Нарпяжение в узле 3 (первое приближение)

Произведём расчёт для НН

2. Мощность на головных участках сети


Находим поток мощности в линии 23

Нагрузки в узле 3

Потери мощности в линии 23

Мощность в начале линии 23

Мощность в конце линии 02

Потери мощности в линии 02

Мощность в начале продольных сопротивлений линии 02

Напряжение в узле 2 (нулевое приближение)

Мощность в начале линии 02


Напряжение в узле 2 (первое приближение)

Напряжение в узле 3 (первое приближение)

Вариант № 5

Расчет аварийных режимов линий l2 и l5

Линия 2


Линия 5


Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

2

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

3

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

4

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

5

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

6

P1

P2

ЦП

P3

P1

P2

ЦП

P3

P1

P2

ЦП

P3

P1

P2

ЦП

P3

P1

P2

ЦП

P3

P1

P2

ЦП

P3

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

7

3

2

P1*

P2*

P2*- P3

ЦП

P1*- P1

P1*- P1-Р2- P2* –P3

L01

L02

L13

L12

L23

P1=140

1

31,6

ЦП

25

115

P2=100

2

93,4

151,6

3

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

8

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

9

P1

P2

ЦП

P3

P1

P2

ЦП

P3

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

10

P1

P2

ЦП

P3

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

11

P1

P2

ЦП

P3

P2

ЦП

P3

P1

P1

P2

ЦП

P3

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

12

P1

P2

ЦП

P3

Р23

РЦП

РВ

ЦП

Р2

Р3

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

15

P1

P2

ЦП

3

Р12

РВ

P1

P2

ЦП

P3

РЦП

ЦП

Р1

Р2

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

16

P1

P2

ЦП

P3

P2

ЦП

P3

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

17

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

18

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

19

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

20

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

21

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

22

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

23

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

24

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

25

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

26

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

27

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

28

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

29

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

30

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

31

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

32

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

33

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

34

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

35

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

36

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

37

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

 38

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

39

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

40

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

9

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

9

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

43

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

44

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

45

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

46

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

47

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

48

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

49

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

50

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

51

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

52


 

А также другие работы, которые могут Вас заинтересовать

10635. Этика, мораль, нравственность 20.07 KB
  Этика мораль нравственность Слово этика происходит от греческого ethos этос нрав обычай характер привычка. В философию данный термин ввел Аристотель. Этическими добродетелями он назвал особый класс качеств указывающих на свойства человеческого характера муже...
10636. Справедливость. Понятие справедливости 20.43 KB
  Справедливость Понятие справедливости. Справедливость является одним из фундаментальных принципов регулирующих взаимоотношения между людьми на основе представлений о должном о сущности человека и его правах. С ее помощью осуществляется распределение и перераспред
10638. Понятие религии. Религиозные ценности и свобода совести 83 KB
  Понятие религии. Религиозные ценности и свобода совести На вопрос Что такое религия различные люди в зависимости от того атеисты они или верующие дадут различный ответ. Научное определение религии ее природы сущности стремится уйти от пристрастности той или ино...
10639. Любовь (привязанность, дружба, эрос, милосердие) как нравственная и религиозная ценность 47.5 KB
  Любовь привязанность дружба эрос милосердие как нравственная и религиозная ценность Для того кто любит любовь является наивысшей ценностью определяющей всю жизненную стратегию. Огромной ролью любви в жизни человека можно объяснить то почему она довольно рано с...
10640. Цифровые элементы в информационно-управляющих системах 393 KB
  Цифровые элементы в информационноуправляющих системах Рассмотрев систему управления можно отметить следующее: объект управления характеризуется изменением энергетических и материальных потоков и соответственно изменением параметров или координат во вре
10641. Последовательностные схемы или дискретные автоматы с памятью 279 KB
  Последовательностные схемы или дискретные автоматы с памятью Сигнал на выходе автомата с памятью в дальнейшем – автомата в каждый момент времени определяется не только комбинацией входных сигналов в данный момент времени но и состоянием самого автомата в этот мом
10642. Дефекты, ошибки и риски в жизненном цикле программных средств 554 KB
  Дефекты ошибки и риски в жизненном цикле программных средств 1. Общие особенности дефектов ошибок и рисков в сложных программных средствах 2. Причины и свойства дефектов ошибок и модификаций в сложных программных средствах 3. Риски в жизненном цикле сложных пр...
10643. Технология программирования. Основные понятия и подходы 585.5 KB
  Технология программирования. Основные понятия и подходы Технология программирования и основные этапы ее развития Жизненный цикл и этапы разработки программного обеспечения ВВЕДЕНИЕ Программирование сравнительно молодая и быстро развивающаяся...