Рефетека.ру / Физика

Контрольная работа: Электрические системы и сети

1 Расчет баланса мощности и выбор компенсирующих устройств


Составим и рассчитаем баланс активной мощности:


Электрические системы и сети

Электрические системы и сети


Электрические системы и сети -активная мощность ТЭЦ

Электрические системы и сети - активная мощность энергосистемы

Электрические системы и сети

Электрические системы и сети - потери активной мощности в линиях и трансформаторах

Расчет суммарной активной мощности:


Электрические системы и сети


Потери активной мощности в линиях и трансформаторах принимаем в размере от 2% от суммарной активной мощности i-го потребителя:


Электрические системы и сети

Электрические системы и сети


Находим активную мощность, которую необходимо потребить у РПП:


Электрические системы и сети


Составим и рассчитаем баланс реактивной мощности:


Электрические системы и сети

Электрические системы и сети


Электрические системы и сети –реактивная мощность ТЭЦ

Электрические системы и сети - реактивная мощность энергосистемы

Электрические системы и сети

Электрические системы и сети – потери реактивной мощности в линиях и реактивная мощность, генерируемая воздушными линиями; в предварительных расчетах принимаем их равными друг другу

Электрические системы и сети - потери реактивной мощности в трансформаторах

Определяем реактивную мощность первого потребителя:


Электрические системы и сети

Электрические системы и сети

Электрические системы и сети


Аналогично производим расчеты потребляемой реактивной мощности для остальных потребителей и заносим результаты в таблицу 1.

Определяем полную мощность каждого потребителя:


Электрические системы и сети

Электрические системы и сети


Аналогично производим расчеты для остальных потребителей и заносим результаты в таблицу 1.

Полная мощность всех потребителей:


Электрические системы и сети

Электрические системы и сети


Определяем потери реактивной мощности в трансформаторах.

Потери реактивной мощности в трансформаторах потребителей принимаем равными 10% от полной мощности:

Электрические системы и сети

Определяем потребляемую реактивную мощность:


Электрические системы и сети


Электрические системы и сети

Далее определяем реактивную мощность, получаемую от системы:


Электрические системы и сети

Электрические системы и сети


Электрические системы и сети


Сравнив реактивную мощность, получаемую от системы, с потребляемой, приходим к выводу, что имеется дефицит реактивной мощности, и необходима установка компенсирующих устройств (БСК). Определяем необходимую мощность компенсирующих устройств:


Электрические системы и сети


Определяем необходимую мощность компенсирующих устройств для каждого потребителя:


Электрические системы и сети


Для первого потребителя:


Электрические системы и сети


Электрические системы и сети

Аналогично производим расчеты для остальных потребителей и заносим результаты в таблицу 1.

Принимаем к установке компенсирующие устройства с единичной мощностью 0,4 Мвар. Определяем количество компенсирующих устройств для первого потребителя:

Электрические системы и сети

Электрические системы и сети


Электрические системы и сети

Произведем уточненный расчет необходимой мощности компенсирующего устройства для первой подстанции:


Электрические системы и сети

Электрические системы и сети

Электрические системы и сети


Аналогично производим расчеты для остальных потребителей и заносим результаты в таблицу 1.

Определим уточненную мощность компенсирующих устройств:


Электрические системы и сети


Электрические системы и сети

Проверяем баланс, исходя из условия:


Электрические системы и сети


Электрические системы и сети

0,033<0,2 значит будем считать, что баланс сошелся

Определим реактивную мощность, потребляемую на подстанциях потребителей после компенсации:

Электрические системы и сети


Для первого потребителя:


Электрические системы и сети


Электрические системы и сети

Аналогично производим расчеты для остальных потребителей и заносим результаты в таблицу 1.


Таблица 1 – Расчет баланса и выбор компенсирующих устройств

потреб

Pi, МВт

tg Электрические системы и сети

Qi, МВAp

Электрические системы и сети, MBAp

ni,

шт

Электрические системы и сети, MBAp

Электрические системы и сети, МВАр

1

4,6 0,512 2,357 1,716 4 1,6 0,757

2

12 0672 8,064 5,871 15 6 2,064

3

21,1 0,936 19,754 14,382 36 14,4 5,354

4

26,4 0,963 25,446 18,526 46 18,4 7,046

5

17,6 0,991 17,439 12,697 32 12,8 4,639

6

26,2 0,963 25,253 18,386 46 18,4 6,853

2 Составление вариантов конфигурации сети с анализом каждого варианта


Электрические системы и сети

Длины участков:

РПП-4=52 км; РПП-6=18 км; РПП-ТЭЦ=19 км; РПП-3=55 км;

ТЭЦ-6=16 км; ТЭЦ-1=17 км; ТЭЦ-4=46 км; 6-5=80 км; 6-1=20 км;

5-1=68 км; 5-2=116 км; 2-3=42 км; 2-4=56 км; 4-3=28 км.

Рисунок 1. Взаимное расположение источников и потребителей

Составление вариантов конфигурации сети.


Электрические системы и сети

Вариант 1. Радиально-магистральная сеть

Вариант 1 представляет собой радиально-магистральную сеть, характеризующуюся тем, что все ЛЭП прокладываются по кратчайшим трассам. Все линии двухцепные.

Определяем общую длину линий:

Электрические системы и сети

Общая длина линий, приведенная в экономическом соотношении к одноцепному исчислению:

Электрические системы и сети


Электрические системы и сети

Вариант 2. Комбинированная сеть


Вариант 2 представляет собой комбинированную сеть, в ней потребители 4,2,3 и РПП объединены в кольцевую сеть, а также в кольцевую сеть объединены потребители 1,5,6 и ТЭЦ.

Общая длина линий:

Электрические системы и сети

Длина линий, приведенная в экономическом соотношении к одноцепному исчислению:

Электрические системы и сети


Электрические системы и сети

Вариант 3. Комбинированная сеть


Вариант 3 представляет собой комбинированную сеть, в нем потребители 4,3,2 объединены в кольцевую сеть, а также в кольцевую сеть объединены потребители 6,1 включающие в себя РПП и ТЭЦ.

Общая длина линий:

Электрические системы и сети

Длина линий, приведенная в экономическом соотношении к одноцепному исчислению:

Электрические системы и сети


Электрические системы и сети

Вариант 4. Комбинированная сеть

Вариант 4 представляет собой комбинированную сеть, в нем потребители 4,6,1 объединены в кольцевую сеть связывающую их с ТЭЦ и РПП.

Общая длина линий:

Электрические системы и сети

Длина линий, приведенная в экономическом соотношении к одноцепному исчислению:

Электрические системы и сети


Электрические системы и сети

Вариант 5. Кольцевая сеть


Вариант 5 представляет собой кольцевую сеть, связывающую всех потребителей с ТЭЦ и РПП.


Электрические системы и сети


Существенный недостаток этого варианта – большая протяженность кольца. Есть опасение, что в послеаварийном режиме, возникающем после отключения одного из головных участков, общая потеря напряжения в сети окажется недопустимо большой.

Варианты 2,3,4 относятся к одному принципу конфигурации сети. В них часть потребителей питается по кольцевой сети, часть – по радиально-магистральной. Среди вариантов этой группы сеть с наименьшей протяженностью линий является сеть, представленная вариантом 4.

Варианты 1 и 5 аналогов не имеют, сравнивать их не с чем, поэтому оставляем оба варианта для дальнейшего рассмотрения.

Таким образом, предварительный расчет и технико-экономическое сравнение будем проводить для вариантов 1, 4 и 5.


3 Приблизительный приближенный расчет трех отобранных вариантов


Электрические системы и сети

Расчетная схема варианта 1.


Потоки мощности определяем по первому закону Кирхгофа, двигаясь от наиболее удаленных потребителей к источнику. Так, поток мощности на участке 3-2 равен мощности потребителя 2, то есть:


Электрические системы и сети


Поток мощности на участке 4-3 определяем суммированием двух потоков, вытекающих из узла 3:


Электрические системы и сети


Поток мощности на остальных участках определяем аналогично. Результаты помещаем в таблицу 2, а также наносим на расчетную схему.

Далее, с помощью формулы Илларионова, определяем целесообразную величину номинального напряжения на участке 1-2:


Электрические системы и сети


Электрические системы и сети

Принимаем ближайшее наибольшее стандартное значение 110 кВ.

Аналогично проводим расчеты для остальных участков, и результаты помещаем в таблицу 2.


Таблица 2 – Выбор номинального напряжения на участках цепи для варианта 1.

Участок

L, км

Pi, MBт

Qi, MBAp

Электрические системы и сети

UНОМ, кВ

3-2

42 12 2,064 48,305 110

4-3

28 33,1 7,418 76,941 110

РПП-4

52 59,5 14,464 103,338 110

1-5

68 17,6 4,639 58,575 110

6-1

20 22,2 5,396 63,215 110

РПП-6

18 48,4 12,249 87,344 110

ТЭЦ-РПП

19 -22 -7,985 62,798 110

Теперь выбираем сечения проводов линий. При этом используем метод экономических интервалов.

Определяем токи на каждом участке сети в режиме максимальных нагрузок по формуле:


Электрические системы и сети


Электрические системы и сети– ток наибольших (максимальных) нагрузок на каждом участке

Электрические системы и сети – полная мощность каждого участка

Электрические системы и сети – величина номинального напряжения учатка

Ток на участке 1-2:

Электрические системы и сети

Аналогично определяем токи на остальных участках. Результаты помещаем в таблицу 3.

Определяем расчетную токовую нагрузку линии.


Электрические системы и сети


Электрические системы и сети - коэффициент, учитывающий изменение нагрузки по годам эксплуатации линии, для линий 110 кВ принимается равным 1,05;

Электрические системы и сети - коэффициент, учитывающий число часов использования максимальной нагрузки линии Тнб и ее попадание в максимум энергосистемы, для Электрические системы и сети Электрические системы и сети

принимаем 1,3.

Расчетная токовая нагрузка участка цепи:

Электрические системы и сети

Аналогично определяем расчетную токовую нагрузку на остальных участках. Результаты помещаем в таблицу 3.

Будем считать, что по климатическим условиям район сооружения сети соответствует II району по гололеду, и будут использоваться двухцепные ВЛ на железобетонных опорах. Расчетная токовая нагрузка участка не должна превышать токовую нагрузку выбираемого сечения. Выбранные таким образом сечения заносим в таблицу 3, в эту же таблицу заносим допустимую токовую нагрузку для данного сечения.


Таблица 3 – Сечения и марки проводов

Участок

Imax, A

Ip, A

Iпав, А

Сеч, мм2

Iдоп., А

Марка провода

3-2

31,992 43,669 63,984 70 265 АС-70/11

4-3

89,125 121,656 178,25 95 330 АС-95/16

РПП-4

160,885 219,608 321,77 150 450 АС-150/24

1-5

47,822 65,277 95,644 70 265 АС-70/11

6-1

60,026 81,935 120,052 70 265 АС-70/11

РПП-6

131,177 179,057 262,354 120 390 АС-120/19

ТЭЦ-РПП

61,492 83,937 122,984 70 265 АС-70/11

Проверка по потере напряжения выполняется как для нормального, так и для послеаварийного режимов работы сети.


Электрические системы и сети

Электрические системы и сети

Электрические системы и сети

Электрические системы и сети


Погонные активные и индуктивные сопротивления выбираем по справочным материалам и для удобства заносим их в таблицу 4.

Электрические системы и сети=15% для 35-110 кВ в нормальном режиме;

Электрические системы и сети=20% для 35-110 кВ в аварийном режиме.

Если потери напряжения в сети будут больше допустимых значений, то нужно предусмотреть дополнительные устройства регулирования напряжения или рассмотреть другой вариант сети.

Определяем активное и индуктивное сопротивления участка 1-2:

Электрические системы и сети

Электрические системы и сети

Определяем потерю напряжения на участке 1-2:

Электрические системы и сети

Определяем потерю мощности на участке 1-2:


Электрические системы и сети


Аналогичные расчеты проводим для остальных участков, результаты заносим в таблицу 4.


Таблица 4 – Параметры линий

Участок

L, км

r0,Ом/км

R, Ом

x0, Ом/км

Х, Ом

ΔU, %

ΔP,МВт

3-2

42 0,422 8,862 0,444 9,324 1,037 0,118

4-3

28 0,301 4,214 0,434 6,076 1,525 0,439

РПП-4

52 0,204 5,304 0,42 10,92 3,378 1,692

1-5

68 0,422 14,348 0,444 15,096 2,666 0,428

6-1

20 0,422 4,22 0,444 4,44 0,972 0,198

РПП-6

18 0,244 2,196 0,427 3,843 1,267 0,501

ТЭЦ-РПП

19 0,422 4,009 0,444 4,218 1,007 0,198

Потеря напряжения в радиально-магистральной сети считается от источника до самого удалённого потребителя:


Электрические системы и сети


Электрические системы и сети

Электрические системы и сети

Для расчета берём участки, у которого самая большая потеря напряжения.


Электрические системы и сети


Электрические системы и сети

Потери напряжения при аварийном режиме меньше допустимых (20%).


Электрические системы и сети

Расчетная схема варианта 5.


Расчет потокораспределения производим, начиная с головного участка:


Электрические системы и сети


Электрические системы и сети

Электрические системы и сети

Электрические системы и сети


Электрические системы и сети

Электрические системы и сети

Поток мощности на участке ТЭЦ-6 определяем по первому закону Кирхгофа:


Электрические системы и сети


Потоки на остальных участках определяем аналогично. Результаты помещаем в таблицу 5, а также наносим на расчетную схему.

Выполним проверку посредством баланса мощностей.

Рассчитаем поток мощности, протекающей через участок В-4:


Электрические системы и сети


Электрические системы и сети


Электрические системы и сети


Электрические системы и сети

Электрические системы и сети

Поток мощности, рассчитанный таким образом, практически совпадает с потоком мощности этого же участка, рассчитанным по первому закону Кирхгофа.

Балансы активной и реактивной мощностей:


Электрические системы и сети


Электрические системы и сети


Электрические системы и сети


Электрические системы и сети

Будем считать, что баланс по обеим мощностям сошелся (табл.1).

Целесообразную величину напряжения определяем по участку В-4:


Электрические системы и сети


Принимаем номинальное напряжение для всей линии 220 кВ.

Теперь выбираем сечения проводов линий. При этом используем метод экономических интервалов аналогично нахождению в радиально-магистральной схеме.

Как видно из расчетов, для всех проводов выполняется условие: Электрические системы и сети, то есть они проходят по нагреву.


Таблица 5 – Параметры линий в нормальном режиме

Участок

P, МВт

Q, Мвар

сеч, мм2

r0, Ом/км

x0, Ом/км

L, км

R, Ом

X, Ом

ΔU, %

ΔP, МВт

А-ТЭЦ

30,854 5,223 240 0,118 0,435 19 2,242 8,265 0,232 0,045

ТЭЦ-6

52,854 13,208 240 0,118 0,435 16 1,888 6,96 0,396 0,116

6-1

26,654 6,355 240 0,118 0,435 20 2,36 8,7 0,244 0,037

1-5

22,054 5,598 240 0,118 0,435 68 8,024 29,58 0,708 0,086

5-2

4,454 0,959 240 0,118 0,435 116 13,688 50,46 0,226 0,006

2-3

7,546 1,105 240 0,118 0,435 42 4,956 18,27 0,155 0,006

3-4

28,646 6,459 240 0,118 0,435 28 3,304 12,18 0,358 0,059

4-В

55,046 13,505 185 0,159 0,413 52 6,136 22,62 1,329 0,407

Участок

Iпав, A

Iдоп., А

Марка провода

А-ТЭЦ

82,22 605 АС-240/32

ТЭЦ-6

143,14 605 АС-240/32

6-1

71,994 605 АС-240/32

1-5

59,782 605 АС-240/32

5-2

11,971 605 АС-240/32

2-3

20,037 605 АС-240/32

3-4

77,154 605 АС-240/32

4-В

148,917 605 АС-240/32


Самым тяжелым считается аварийный режим. За аварию примем выход из строя участка В-4. Тогда сеть превращается в радиально-магистральную.


Электрические системы и сети

Расчетная схема послеаварийного режима варианта 5.


Определяем потоки мощности на всех участках по первому закону Кирхгофа. Определяем потерю напряжения на каждом из участков.

Таблица 6 – Некоторые параметры линий в аварийном режиме

Участок

P, МВт

Q,Мвар

ΔU, %

А-ТЭЦ

85,9 18,728 0,718

ТЭЦ-6

107,9 26,713 0,805

6-1

81,7 19,86 0,755

1-5

77,1 19,103 2,446

5-2

59,5 14,464 3,191

2-3

47,5 12,4 0,954

3-4

26,4 7,046 0,358

Из полученных данных видно, что проверка по потере напряжения выполняется:


Электрические системы и сети

Электрические системы и сети

Потеря напряжения в аварийном режиме меньше допустимых (20%).


Электрические системы и сети

Расчетная схема варианта 3.


Этот вариант сети представляет собой комбинированную сеть, одна часть которой является кольцевой, а другая – радиально-магистральной.

На участках 4-2 и 1-5 находим мощности по первому закону Кирхгофа:

Электрические системы и сети

Электрические системы и сети


Поскольку остальная часть сети кольцевая, то разворачиваем кольцо, превращая кольцевую сеть в магистральную линию с двухсторонним питанием. Учитываем то, что мощности в точках 1 и 4 соответственно:


Электрические системы и сети

Электрические системы и сети


Расчет потокораспределения производим, начиная с головного участка:


Электрические системы и сети


Электрические системы и сети

Электрические системы и сети

Электрические системы и сети

На всех оставшихся участках цепи находим потокораспределение по первому закону Кирхгофа, аналогично тому, как мы это делали, при расчете кольцевой сети.

Проверка:


Электрические системы и сети

Электрические системы и сети

Электрические системы и сети

Будем считать, что баланс по мощностям сошелся.

Целесообразную величину напряжения кольцевого участка цепи определяем по головному участку А-4:


Электрические системы и сети


Принимаем номинальное напряжение кольцевого участка 220 кВ.

По этой же формуле выбираем величину напряжения участков 3-6 и 2-1 соответственно:


Электрические системы и сети

Электрические системы и сети

Электрические системы и сети


Принимаем ближайшее наибольшее стандартное значение 110кВ для обоих участков.

Теперь выбираем сечения проводов линий. При этом используем метод экономических интервалов аналогично нахождению в радиально-магистральной и кольцевой схемах.


Таблица 6 – Параметры линий в нормальном режиме

Участок

P, МВт

Q, Мвар

сеч, мм2

r0, Ом/км

x0, Ом/км

L, км

R, Ом

X, Ом

ΔU, %

ΔP, МВт

Электрические системы и сети,

кВ

А-4

38,954 8,824 240 0,118 0,405 52 9,776 21,06 1,171 0,322 116,414

4-3

33,1 7,418 150 0,204 0,42 28 2,856 5,88 1,142 0,272 76,941

3-2

12 2,064 70 0,422 0,444 42 8,862 9,324 1,038 0,109 48,305

ТЭЦ-4

20,546 5,64 240 0,118 0,405 46 5,428 18,63 0,448 0,051 86,858

ТЭЦ-1

1,454 2,345 240 0,118 0,405 17 2,006 6,885 0,039 0,001 23,913

1-5

17,6 4,639 95 0,301 0,434 68 10,234 14,756 2,054 0,28 58,575

6-1

20,746 3,051 240 0,118 0,405 20 2,36 8,1 0,152 0,021 82,898

В-6

46,946 9,904 240 0,118 0,405 18 2,124 7,29 0,355 0,101 111,086

Участок

Imax, A

Ip, A

Iдоп., А

Марка провода

А-4

104,942 143,246 605 АС-240/32

4-3

178,25 243,311 450 АС-150/24

3-2

63,983 87,337 265 АС-70/11

ТЭЦ-4

55,98 76,413 605 АС-240/32

ТЭЦ-1

7,249 9,895 605 АС-240/32

1-5

95,644 130,554 330 АС-95/16

6-1

55,095 75,205 605 АС-240/32

В-6

126,061 172,073 605 АС-240/32

Потеря напряжения до точки потокораздела равна:


Электрические системы и сети

Электрические системы и сети


1,73<15, условие для номинального режима по потерям выполняется.

Отключаем головной участок В-6, тогда расчетная схема будет иметь вид:


Электрические системы и сети

Расчетная схема аварийного режима варианта 3.

Рассчитаем потоки мощности на участках по первому закону Кирхгофа аналогично ранее рассмотренным вариантам и нанесем их на расчетную схему аварийного режима.

Далее рассчитаем некоторые параметры линий в аварийном режиме аналогично предыдущим двум вариантам и сведем результаты расчетов в таблицу 7.


Таблица 7 – Параметры линий в аварийном режиме

Участок

P, МВт

Q, Мвар

сеч, мм2

r0, Ом/км

x0, Ом/км

L, км

R, Ом

X, Ом

ΔU, %

ΔP, МВт

А-4

85,9 18,728 240 0,118 0,405 52 9,776 21,06 2,55 1,561

4-3

33,1 7,418 150 0,204 0,42 28 2,856 5,88 1,142 0,272

3-2

12 2,064 70 0,422 0,444 42 8,862 9,324 1,038 0,109

4-ТЭЦ

26,4 4,264 240 0,118 0,405 46 5,428 18,63 0,592 0,08

ТЭЦ-1

48,4 12,249 240 0,118 0,405 17 2,006 6,885 0,375 0,103

1-5

17,6 4,639 95 0,301 0,434 68 10,234 14,756 2,054 0,28

1-6

26,2 6,853 240 0,118 0,444 20 2,36 8,1 0,242 0,036

Участок

Iпав, A

Iдоп., А

Марка провода

А-4

417,612 605 АС-240/32

4-3

265,795 450 АС-150/24

3-2

421,477 265 АС-70/11

4-ТЭЦ

246,511 605 АС-240/32

ТЭЦ-1

556,611 605 АС-240/32

1-5

144,330 330 АС-95/16

1-6

109,119 605 АС-240/32

Выбранные провода всех участков удовлетворяют условию по нагреву Электрические системы и сети, кроме участка 1-4, поэтому увеличим сечение провода дна данном участке и возьмем провод марки АС-240/32.

Посчитаем суммарные потери напряжения до самых удаленных подстанций. Ими будут подстанции 2 и 4, т.к. протяженность линий до каждого из этих участков от РПП 61 км.

Суммарная потеря напряжения подстанции 5:


Электрические системы и сети


Электрические системы и сети

Суммарная потеря напряжения подстанции 6:


Электрические системы и сети


Электрические системы и сети

В послеаварийном режиме условие Электрические системы и сети выполняется, т.к. 7,751<20 и 5,939<20.

Электрические системы и сети


4 Выбор трансформаторов на подстанциях потребителей


Теперь выбираем трансформаторы на подстанциях.

На каждой из подстанций предусматриваем установку двух трансформаторов, по причине наличия на каждой подстанции потребителей или I,или II категорий, или I и II категорий одновременно.

Номинальная мощность трансформаторов должна удовлетворять условию:


Электрические системы и сети


Sномi – номинальная мощность i-той подстанции,

Sнагрi – нагрузочная мощность i-той подстанции (см. п1. табл.1).

ПС1:


Электрические системы и сети


Выбираем два трансформатора ТМН-6300/110 для 1 варианта сети, для остальных ТРДН-40000/220.

ПС2:


Электрические системы и сети


Выбираем два трансформатора ТДН-10000/110 для 1 и 2 вариантов сети, для 5 варианта ТРДН-40000/220.

ПС3:


Электрические системы и сети


Выбираем два трансформатора ТДН-16000/110 для 1 и 2 вариантов сети, для 5 варианта ТРДН-40000/220.

ПС4:


Электрические системы и сети


Выбираем два трансформатора ТРДН-25000/110 для 1 варианта сети, для остальных ТРДН-40000/220.


ПС5:


Электрические системы и сети


Выбираем два трансформатора ТДН-16000/110 для 1 и 2 вариантов сети, для 5 варианта ТРДН-40000/220.

ПС6:


Электрические системы и сети


Выбираем два трансформатора ТРДН-25000/110 для 1 варианта сети, для остальных ТРДН-40000/220.


5 Технико-экономическое сравнение вариантов и выбор из них лучшего


Сравнение различных вариантов и выбор лучшего из них будем производить с использованием минимума дисконтированных издержек:


Электрические системы и сети


К – капиталовложения в строительство сети;

Электрические системы и сети – издержки на ремонт и обслуживание оборудования;

Электрические системы и сети – издержки на возмещение затрат потерь электроэнергии;

i – норматив приведения разновременных затрат (Электрические системы и сети).

Капитальные затраты на строительство сети определяются по формуле:


Электрические системы и сети


КЛЭП – капиталовложения в линии электропередачи;

КТР – капиталовложения в трансформаторы;

КОРУ – капиталовложения в открытые распределительные устройства;

КПЧЗ – капиталовложения в постоянную часть затрат.


Электрические системы и сети


Куд – удельная стоимость ЛЭП;

L – длина линии;

n – количество параллельно работающих цепей;

h– индекс перехода от базовых цен 1991 г. к ценам 2004 г.(h=36,38)


Электрические системы и сети


Куд – стоимость трансформатора;

nТ – количество трансформаторов;

h– индекс перехода от базовых цен 1991 г. к ценам 2004 г.(h=36,38)


Электрические системы и сети, где Кяч – стоимость ячейки;


nяч – количество ячеек;

h– индекс перехода от базовых цен 1991 г. к ценам 2004 г.(h=36,38)


Электрические системы и сети

Электрические системы и сети


h– индекс перехода от базовых цен 1991 г. к ценам 2004 г.(h=36,38)


5.1 Радиально-магистральная сеть


Электрические системы и сети

Рисунок - Однолинейная схема радиально-магистральной сети


Рассчитываем капиталовложения в ВЛ для участка 1-5. Удельная стоимость ВЛ выбирается исходя из напряжения ВЛ, сечения провода, количества цепей на опоре и материала опоры. Необходимости сооружения ВЛ для участка 1-5 на отдельно стоящих опорах нет, экономически выгоднее будет сооружение двух цепей на одной железобетонной опоре. Тогда удельная стоимость ВЛ напряжением 110 кВ, с сечением проводов до 150 мм2 равна 57 тыс. руб./км (стоимость на 1991 г.). Таким образом капиталовложения в ВЛ с учетом индекса перехода к ценам 2004 г. для участка 1-5 определятся:

Электрические системы и сети

Аналогично определяем капитальные затраты на ВЛ остальных участков сети, результаты расчета заносим в таблицу 8.


Таблица 8 – Стоимость ЛЭП

Участок

L, км

Uном, кВ

Марка провода

n

Куд, тыс. руб./км

КЛЭП, тыс.руб.

3-2

42 110 АС-70/11 1 57 87093,72

4-3

28 110 АС-95/16 1 57 58062,48

РПП-4

52 110 АС-150/24 1 57 107830,32

1-5

68 110 АС-70/11 1 57 141008,88

6-1

20 110 АС-70/11 1 57 41473,2

РПП-6

18 110 АС-120/19 1 57 37325,88

ТЭЦ-РПП

19 110 АС-70/11 1 57 39339,54

Итого

513124,02



Рассчитываем капиталовложения в трансформаторы подстанции 1. Стоимость одного трансформатора выбираем, исходя из его мощности и высшего напряжения. Для подстанции 1 выбраны два трансформатора марки ТМН-6300/110 (стоимость одного такого трансформатора на 1991 г. составляла 136 тыс. руб.), тогда капиталовложения в трансформаторы подстанции 1 с учетом индекса перехода к ценам 2004 г. определятся:

Электрические системы и сети

Аналогично определяем капитальные затраты на трансформаторы остальных подстанций сети, результаты расчета заносим в таблицу 9.


Таблица 9 – Капиталовложения в трансформаторы подстанций

ПС

Тип трансформатора

nТ

Куд, тыс. руб./км

КТР, тыс.руб.

1 ТМН-6300/110 2 136 9895,36
2 ТДН-10000/110 2 148 10768,48
3 ТДН-16000/110 2 172 12514,72
4 ТРДН-25000/110 2 222 16152,72
5 ТДН-16000/110 2 172 12514,72
6 ТРДН-25000/110 2 222 16152,72
Итого 77988,72

Для всех ОРУ на подстанциях выбираем элегазовые выключатели. Рассчитываем капиталовложения в ОРУ подстанции 1 (количество ячеек считаем по однолинейной принципиальной схеме):

Электрические системы и сети

Аналогично рассчитываем капиталовложения в ОРУ подстанций 3,4,6 а также РПП и ТЭЦ. Результаты расчета заносим в таблицу 10.

На подстанциях 2 и 5 используется мостиковая схема РУ (два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линии). Стоимость ОРУ напряжением 110 кВ для данной мостиковой схемы на 1991 г. составляла 198 тыс. руб. Капиталовложения в ОРУ с учетом индекса перехода к ценам 2004 г. для подстанций 2 и 5 составят:

Электрические системы и сети тыс. руб.

Электрические системы и сети


Таблица 10 – Капиталовложения в ОРУ

ПС

Электрические системы и сети, кВ

Электрические системы и сети

Электрические системы и сети, тыс. руб.

Электрические системы и сети, тыс. руб.

1 110 8 290 84401,6
2 110
198 7203,24
3 110 8 290 84401,6
4 110 8 290 84401,6
5 110
198 7203,24
6 110 8 290 84401,6
РПП 110 6 290 63301,2
ТЭЦ 110 2 290 21100,4
Итого 436414,48

Рассчитываем постоянную часть затрат по подстанциям, исходя из схемы подстанции на стороне ВН, высшего и низшего напряжения. На 1,2,3,4 подстанциях примем напряжение 110/10, на подстанциях 5,6 примем напряжение 110/6. На подстанциях 2 и 5 используется мостиковая схема, постоянная часть затрат на нее для данного напряжения на 1991 г. составляла 395 тыс. руб. Тогда с учетом индекса перехода к ценам 2004 г. ПЧЗ для подстанций 2 и 5 составит:

Электрические системы и сети

На остальных подстанциях используются сборные шины, ПЧЗ для каждой такой подстанции на 1991 составляла 515 тыс. руб. Тогда с учетом индекса перехода к ценам 2004 г. ПЧЗ для каждой подстанций 1 и 6 составит:

Электрические системы и сети

Общая постоянная часть затрат составит:

Электрические системы и сети

Найдем общие капитальные затраты:


Электрические системы и сети


Электрические системы и сети

Определим издержки на ремонт и обслуживание линий электропередачи:


Электрические системы и сети


Электрические системы и сети

Определим издержки на ремонт и обслуживание трансформаторов:


Электрические системы и сети

Электрические системы и сети

Определим издержки на ремонт и обслуживание открытых распределительных устройств:


Электрические системы и сети


Электрические системы и сети

Определим общие издержки на ремонт и обслуживание:


Электрические системы и сети

Рассчитаем издержки на потери электроэнергии в линии. Для этого найдем время максимальных потерь:


Электрические системы и сети


Издержки на потери в линии:


Электрические системы и сети


Электрические системы и сети

Рассчитываем издержки на потери в трансформаторах подстанции 1.

Рассчитываем потери в обмотках трансформатора:


Электрические системы и сети


Электрические системы и сети


На подстанции 1 два параллельно работающих трансформатора, следовательно, потери на холостой ход увеличатся в два раза, а потери в обмотках уменьшатся в два раза. Таким образом, издержки на потери в трансформаторах подстанции 1 составят:


Электрические системы и сети


Электрические системы и сети


Аналогично определяем издержки на потери электроэнергии в трансформаторах для остальных подстанций. Результаты расчета сводим в таблицу 11.


Таблица 11. Издержки на потери в трансформаторах

ПС

UНОМ

Тип трансформатора

ΔРхх,кВт

RТ, Ом

Sобм,

МВ·А

ΔРобм, кВт

ИΔWТ, тыс.руб

1

110 ТМН-6300/110 11,5 14,7 4,662 26,404 596,18

2

110 ТДН-10000/110 14 7,95 12,176 97,407 1203,39

3

110 ТДН-16000/110 19 4,38 21,769 171,54 1921,09

4

110 ТРДН-25000/110 27 2,54 27,324 126,725 1873,45

5

110 ТДН-16000/110 19 4,38 18,201 119,917 1543,31

6

110 ТРДН-25000/110 27 2,54 27,081 153,949 2072,68

Итого

9210,1


Общие издержки на потери электроэнергии:


Электрические системы и сети


Дисконтированные издержки для радиально-магистральной сети составят:


Электрические системы и сети


Электрические системы и сети


5.2 Кольцевая сеть


Электрические системы и сети

Рисунок - Однолинейная схема кольцевой сети


Рассчитываем капитальные вложения в ВЛ кольцевой сети проводим аналогично расчету радиально-магистральной сети. Результаты расчетов помещаем в таблицу 12.


Таблица 12 – Стоимость ЛЭП

Участок

L, км

Uном, кВ

Марка провода

n

Куд, тыс. руб./км

КЛЭП, тыс.руб.

А-ТЭЦ

19 220 АС-240/32 1 38 26266,36

ТЭЦ-6

16 220 АС-240/32 1 38 22119,04

6-1

20 220 АС-240/32 1 38 27648,8

1-5

68 220 АС-240/32 1 38 94005,92

5-2

116 220 АС-240/32 1 38 160363,04

2-3

42 220 АС-240/32 1 38 58062,48

3-4

28 220 АС-240/32 1 38 38708,32

4-В

52 220 АС-240/32 1 38 71886,88

Итого

499060,84

Капиталовложения в трансформаторы подстанций рассчитываем аналогично радиально-магистральной сети результаты сводим в таблицу 13.


Таблица 13 – Капиталовложения в трансформаторы подстанций

ПС

Тип трансформатора

nТ

Куд, тыс. руб./км

КТР, тыс.руб.

1 ТРДН-40000/220 2 400 29104
2 ТРДН-40000/220 2 400 29104
3 ТРДН-40000/220 2 400 29104
4 ТРДН-40000/220 2 400 29104
5 ТРДН-40000/220 2 400 29104
6 ТРДН-40000/220 2 400 29104
Итого 174624

Рассчитываем капиталовложения в ОРУ кольцевой сети (количество ячеек считаем по однолинейной принципиальной схеме).


Таблица 14 – Капиталовложения в ОРУ

ПС

Электрические системы и сети, кВ

Электрические системы и сети

Электрические системы и сети, тыс. руб.

Электрические системы и сети, тыс. руб.

1 220
480 17462,4
2 220
480 17462,4
3 220
480 17462,4
4 220
480 17462,4
5 220
480 17462,4
6 220
480 17462,4
РПП 220 2 600 43656
ТЭЦ 220 2 600 43656
Итого 192086,4

Рассчитываем постоянную часть затрат по подстанциям, исходя из схемы подстанции на стороне ВН, высшего и низшего напряжения. Т.к. в кольцевой схеме у нас используется везде мостиковая схема, то постоянная часть затрат:

Электрические системы и сети

Найдем общие капитальные затраты:

Электрические системы и сети

Определим издержки на ремонт и обслуживание линий электропередачи:

Электрические системы и сети

Определим издержки на ремонт и обслуживание трансформаторов:

Электрические системы и сети

Определим издержки на ремонт и обслуживание открытых распределительных устройств:

Электрические системы и сети

Определим общие издержки на ремонт и обслуживание:

Электрические системы и сети

Издержки на потери в линии:

Электрические системы и сети

Аналогично определяем издержки на потери электроэнергии в трансформаторах как и в предыдущем расчете. Результаты расчета сводим в таблицу 15.


Таблица 15. Издержки на потери в трансформаторах

ПС

UНОМ

Тип трансформатора

ΔРхх,кВт

RТ, Ом

Sобм,

МВ·А

ΔРобм, кВт

ИΔWтр, тыс.руб

1

220 ТРДН-40000/220 50 5,6 4,662 2,515 1770,4

2

220 ТРДН-40000/220 50 5,6 12,176 17,153 1877,53

3

220 ТРДН-40000/220 50 5,6 21,769 54,83 2153,25

4

220 ТРДН-40000/220 50 5,6 27,324 86,384 2384,16

5

220 ТРДН-40000/220 50 5,6 18,201 38,33 2032,5

6

220 ТРДН-40000/220 50 5,6 27,081 84,854 2372,96

Итого

12590,8


Общие издержки на потери электроэнергии:

Электрические системы и сети

Дисконтированные издержки для кольцевой сети составят:

Электрические системы и сети


5.3 Комбинированная сеть


Электрические системы и сети

Рисунок - Однолинейная схема комбинированной сети


Расчет дисконтированных издержек комбинированной сети проводим аналогично расчету дисконтированных издержек радиально-магистральной сети в п. 5.1. и кольцевой сети в п. 5.2. Результаты расчетов помещаем в соответствующие таблицы.


Таблица 16. Капиталовложения в ВЛ.

Участок

L, км

Uном, кВ

Марка провода

n

Куд, тыс. руб./км

КЛЭП, тыс.руб.

А-4

52 220 АС-240/32 1 38 71886,88

4-3

28 110 АС-150/24 1 57 58062,48

3-2

42 110 АС-70/11 1 57 91833,84

4-ТЭЦ

46 220 АС-240/32 1 38 63592,24

ТЭЦ-1

17 220 АС-240/32 1 38 23501,48

1-5

68 110 АС-95/16 1 57 141008,88

1-6

20 220 АС-240/32 1 38 27648,8

6-В

18 220 АС-240/32 1 38 24883,92

Итого


502418,52


Аналогично определяем капитальные затраты на трансформаторы как в предыдущих расчетах, результаты расчета заносим в таблицу 17.


Таблица 17 – Капиталовложения в трансформаторы подстанций

ПС

Тип трансформатора

nТ

Куд, тыс. руб./км

КЛЭП, тыс.руб.

1 ТРДН-40000/220 2 400 29104
2 ТДН-10000/110 2 148 10768,48
3 ТДН-16000/110 2 172 12514,72
4 ТРДН-40000/220 2 400 29104
5 ТДН-16000/110 2 172 12514,72
6 ТРДН-40000/220 2 400 29104
Итого 123109,92

Рассчитываем капиталовложения в ОРУ комбинированной сети (количество ячеек считаем по однолинейной принципиальной схеме). Расчеты ведем аналогично расчетам радиально-магистральной и кольцевой сетей. Результаты заносим в таблицу 17.


Таблица 17 – Капиталовложения в ОРУ

ПС

Электрические системы и сети, кВ

Электрические системы и сети

Электрические системы и сети, тыс. руб.

Электрические системы и сети, тыс. руб.

1 220 8 600 174624
2 110
198 7203,24
3 110 8 290 84401,6
4 220 8 600 174624
5 110
198 7203,24
6 220
411 14952,18
РПП 220 2 600 43656
ТЭЦ 220 2 600 43656
Итого 550320,26

Рассчитываем постоянную часть затрат по подстанциям, исходя из схемы подстанции на стороне ВН, высшего и низшего напряжения.

Электрические системы и сети

Найдем общие капитальные затраты:

Электрические системы и сети

Определим издержки на ремонт и обслуживание линий электропередачи:

Электрические системы и сети

Определим издержки на ремонт и обслуживание трансформаторов:

Электрические системы и сети

Определим издержки на ремонт и обслуживание открытых распределительных устройств:

Электрические системы и сети

Определим общие издержки на ремонт и обслуживание:

Электрические системы и сети

Издержки на потери в линии:


Электрические системы и сети


Издержки на потери в трансформаторах комбинированной сети считаются так же, как и в ранее представленных вариантах. Результаты приведены в таблице 18.


Таблица 18. Издержки на потери в трансформаторах

ПС

UНОМ

Тип трансформатора

ΔРхх,кВт

RТ, Ом

Sобм,

МВ·А

ΔРобм, кВт

ИΔWтр, тыс.руб

1

220 ТРДН-40000/220 50 5,6 4,662 2,515 1770,4

2

110 ТДН-10000/110 14 7,95 12,176 97,407 1203,38

3

110 ТДН-16000/110 19 4,38 21,769 171,54 1921,09

4

220 ТРДН-40000/220 50 5,6 27,324 86,384 2384,16

5

110 ТДН-16000/110 19 4,38 18,201 119,917 1543,31

6

220 ТРДН-40000/220 50 5,6 27,081 84,854 2372,96

Итого

11195,3

Общие издержки на потери электроэнергии:


Электрические системы и сети


Дисконтированные издержки для комбинированной сети составят:

Электрические системы и сети

Таким образом, минимум дисконтированных издержек мы получили в кольцевой сети (она является экономически выгоднее радиально-магистральной примерно на 28,72%, а комбинированной – на 45,38%).

Дальнейшие расчеты будем производить для кольцевой сети.

Похожие работы:

  1. • Электрические сети и системы
  2. • Проектирование электрической сети
  3. • Проектирование районной электрической сети
  4. • Проектирование электрических сетей
  5. • Районные электрические сети
  6. • Расчет параметров режимов и оборудования ...
  7. • Проектирование элементов систем электроснабжения ...
  8. • Расчет установившегося режима работы электрической ...
  9. • Электрические сети
  10. • Расчёт районной распределительной подстанции
  11. • Реконструкция СЭС обогатительной фабрики
  12. • Проект электрокотельной ИГТУ
  13. • Расчет, анализ и оптимизация режимов и потерь ...
  14. • Проектування електричної мережі
  15. • Выбор основных параметров и анализ режимов ...
  16. • Компенсация реактивной мощности в системах ...
  17. • Розвиток електричної мережі ВАТ "Львівобленерго"
  18. • Расчет устройств релейной защиты и автоматики ...
  19. • Электрические станции сети и системы
Рефетека ру refoteka@gmail.com