Учебная работа. Проектирование электрических сетей

(5 оценок, среднее: 4,80 из 5)

Загрузка...

Учебная работа. Проектирование электрических сетей

АННОТАЦИЯ

Данный дипломный проект состоит из объяснительной записки:

Страничек — 118, рисунков — 8, таблиц — 19, и графической части — 6 листов формата А1.

В объяснительной записке к дипломной работе представлены последующие разделы:

— развитие электронных сетей энергорайона «В». В этом разделе рассмотрено три варианта развития электронных сетей энергорайона «В», делается их технико-экономическое сопоставление, и выбор наилучшего из их;

— проектирование подстанции П25 110/10 кВ. В этом разделе произведён расчёт токов недлинного замыкания и выбор основного оборудования;

— экономическое обоснование строительства новейшей подстанции. В этом разделе произведена оценка необходимости вложения инвестиций в стройку новейшей подстанции П25;

— сохранность жизнедеятельности. В этом разделе произведён анализ небезопасных и негативных причин на подстанции; произведен расчет искусственного освещения в помещении дежурного подстанции; произведен расчет заземляющего устройства подстанции; освещены меры обеспечения по пожарной сохранности; перечислены вероятные ЧС на подстанции.

ВВЕДЕНИЕ

Принципиальной индивидуальностью развития ЭЭС является обеспечение надежного и бесперебойного питания потребителей. Бесперебойность электроснабжения воплощает внутри себя огромное количество взаимозависимых составляющих: начиная от разработки и производства большущего количества разнотипного оборудования и аппаратуры, свойства проектов, монтажа, наладки и до ввода в действие оборудования и доведения режима его работы до нормы.

Выбор типа, мощности, числа и мест размещения источников питания является сложной самостоятельной задачей проектирования. Эта задачка решается с учетом воздействия соответственной электронной сети. Обычно уменьшение числа источников питания при понижении их цены приводит к утяжелению электронной сети и ее удорожанию. В неких вариантах в связи с сиим приходится вводить коррективы даже и при размещении потребителей электроэнергии.

Задачей проектирования энергосистем является разработка с учётом новейших достижений науки и техники, и технико-экономическое обоснование решений, определяющих формирование энергетических объединений и развитие электронных станций, электронных сетей и средств их эксплуатации и управления, при которых обеспечивается лучшая надёжность снабжения потребителей электронной и термический энергией в нужных размерах и требуемого свойства с меньшими затратами.

Проектирование развития энергосистем и электронных сетей осуществляется в иерархической последовательности и содержит в себе выполнение комплекса вне стадийных проектных работ.

Проект развития электронных сетей производится в качестве самостоятельной работы, называемой «Схемой развития электронной сети энергосистемы» (объединённой, районной, городка, промышленного узла и др.), либо как составная часть «Схемы развития энергосистемы».

В процессе проектирования осуществляется обоюдный обмен информацией и увязка решений по развитию электронных сетей разных предназначений и напряжений.

При различном составе и объёме задач, решаемых на отдельных шагах проектирования электронных сетей, обозначенные работы имеют последующее примерное содержание:

* анализ имеющейся сети рассматриваемой энергосистемы, включающей её рассмотрение исходя из убеждений загрузки, критерий регулирования напряжения, выявления узеньких мест в работе;

* определение электронных нагрузок потребителей и составление балансов активной мощности по отдельным подстанциям и энергоузлам, обоснование сооружения новейших подстанций;

* выбор расчётных режимов работы электростанций, и определение загрузки проектируемой электронной сети;

* электронные расчёты разных режимов работы сети и обоснование схемы построения сети на рассматриваемые расчётные уровни; проверочные расчёты статической и динамической стойкости параллельной работы электростанций, выявление главных требований к системной противоаварийной автоматике;

* составление баланса реактивной мощности и выявление критерий регулирования напряжения в сети, обоснование пт размещения компенсирующих устройств, их типа и мощности;

* расчёты токов недлинного замыкания в проектируемой сети и установление требований к отключающей возможности коммутационной аппаратуры, разработка предложений по ограничению токов недлинного замыкания;

* сводные данные по намеченному объёму развития электронной сети натуральные и стоимостные характеристики, очерёдность развития.

1. РАЗВИТИЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ ЭНЕРГОРАЙОНА «В»

1.1 методика проектирования развития электронной сети

Проектирование электронной сети — задачка всеохватывающая, предполагающая решение технических и экономических вопросцев применительно к начальным данным, определяемым техническим заданием на разработку проекта.

В техническом задании на проектирование обычно приводятся мощности нагрузок с указанием состава потребителей по категориям их электроснабжения, более соответствующие дневные графики нагрузок либо время использования большей перегрузки в году, вторичное напряжение подстанций, их размещение относительно друг друга и вероятных источников питания, указания о вероятных путях предстоящего развития сети. В процессе проектирования, на основании начальных данных, имеющихся в техническом задании, выбирается: номинальное напряжение; рациональная схема сети; сечение проводов и кабелей линий, образующих сеть; определяется мощность и число трансформаторов либо автотрансформаторов на подстанциях; разрабатываются схемы их электронных соединений; оценивается необходимость установки на подстанциях источников реактивной мощности и их более экономное размещение; определяются средства регулирования напряжения.

В истинное время в практике проектирования электронных сетей применяется способ вариантного сравнения на базе определения приведенных издержек. Предполагаемые варианты сооружения сети могут различаться номинальным напряжением, конфигурацией схемы, иметь разную надежность электроснабжения потребителей в тех вариантах, когда это может быть. Но должны быть на техническом уровне осуществимы, также удовлетворять требованиям. Лишь такие варианты сети подлежат предстоящему экономическому анализу с целью выявления более оптимального из их, при этом аспектом для оценки более целесообразного варианта является минимум приведенных издержек. Если же различие в приведенных издержек сопоставляемых вариантов лежит в границах точности задания начальных данных, то для окончательного решения принимаются во внимание доп свойства вариантов, а конкретно: условия, эксплуатации сети, возможность ее предстоящего развития, наличие посреди вариантов сети с наиболее высочайшим номинальным напряжением, нужные средства регулирования напряжения. Более обычная возможность введения доп средств автоматизации сети и почти все другое. Разработка проектирования предугадывает рассмотрение нескольких вариантов развития электронной сети и быть может представлена последовательностью последующих шагов.

Выбор схемы подстанции. При проектировании подстанции пред-варительно составляют схему ее электронных присоединений. Схемой электронных соединений именуется чертеж, на котором показано соединение всех частей установки, составляющие цепь передачи электронной энергии от источника к пользователю. При выбирании схемы подстанции следует учесть число присоединений, требования к надежности присоединения потребителей и обеспечения пропуска через подстанцию перетоков мощности по межсистемным и магистральным линиям электропередачи, способности многообещающего развития.

К схемам районных подстанций напряжением 110/35/10, 110/10 либо 35/10 кВ предъявляют последующие требования:

* схема обязана обеспечивать надежное питание присоединенных потребителей в обычном, аварийном и послеаварийном режимах в согласовании с категориями перегрузки;

* схема обязана быть довольно обычный, надежной и комфортной в эксплуатации,

* содержать, по способности, обыкновенные и дешёвые коммутационные аппараты;

* число отходящих линий не обязано превосходить пяти-шести;

* схема подстанции обязана допускать ее развитие при предстоящем росте нагрузок потребителей.

На подстанции должен быть предусмотрен учет отпущенной пользователям электронной энергии.

Выбор трансформаторов новейшей подстанции. На подстанциях высочайшее напряжение питающих линий снижается до наиболее низкого напряжения, при котором электроэнергия распределяется пользователям. Потому главным оборудованием подстанции является силовой трансформатор (трансформаторы предусмотрены для увеличения напряжения (на электростанциях), увеличения и снижения напряжения при передаче и распределении электронной энергии пользователям). Не считая того, в состав подстанции входят распределительные устройства первичного и вторичного напряжения, устройства управления, сигнализации и защиты.

В общем случае выбор количества трансформаторов на подстанции определяется составом потребителей, мощностью их перегрузки, количеством номинальных напряжений. Но, как правило, в обыденных критериях на подстанциях предусмотрена установка 2-ух трансформаторов. При всем этом предполагается, что при аварийном выходе 1-го трансформатора, оставшийся будет обеспечивать нормальную нагрузку подстанции с учетом допустимой перегрузки. Мощность всякого трансформатора на 2-ух трансформаторной подстанции выбирают последующим образом:

Определяют

Sтр = (0,65 + 0,7)·Snc (1.1)

где Sтр — мощность 1-го трансформатора, МВА;

Snc — наибольшая мощность, проходящая через оба трансформатора, МВ·А.

Мощность трансформаторов на подстанции в обычных критериях обеспечивает питание электронной энергией всех потребителей, присоединенных к данной подстанции. При выбирании трансформаторов на проектируемой подстанции следует учесть перегрузочную способность трансформаторов при работе в аварийном режиме.

Выбор сечений проводов новейших линий электропередачи. Главными начальными данными для проектирования полосы являются передаваемая мощность, дальность передачи, топографические, геологические и климатические условия в районе прохождения полосы.

При проектировании учитываются также требования ПУЭ к конструктивным элементам воздушной полосы для всякого режима работы, также требования к линиям зависимо от местностей с различной плотностью населения.

При расчете и выборе конструкций ВЛ учитывают климатические условия, определяющие действия на ВЛ ветра, температуры, атмо-сферных осадков, гололеда, грозы. Для линий разных напряжений предусмотрены разные расчетные климатические условия, другими словами сочетания наружных атмосферных нагрузок (ветра и гололеда) на элементы полосы.

При проектировании ВЛ делают расчет на механическую крепкость, чтоб линия могла выдерживать перегрузки от ветра и гололеда но в то же время учитывают необходимость экономии и то событие, что самые большие перегрузки случаются не любой год.

Расстояние меж опорами выбирают так, чтоб стоимость полосы была меньшей.

Для линий электропередачи в главном используются сталеалюминевые провода марок АС, отличающиеся друг от друга разным отношением сечений дюралевой и металлической частей.

По условию механической прочности на линиях выше 1000 В используются только многопроволочные провода.

Сечение проводов новейших линий электропередач определяется по экономическим интервалам [3].

Проверка провода по долговременной допустимой токовой перегрузке.

В критериях таковой проверки наибольшие рабочие токи полосы сопоставляют с допустимыми токами на нагрев для проводников, избранных за ранее по условиям экономической эффективности.

При выводе из строя одной цепи полосы, по оставшейся в работе цепи обязана передаваться прежняя мощность, другими словами ток полосы возрастает вдвое по сопоставлению с обычным режимом:

Iр.m. = 2Iтах. (1.2)

Выбранное сечение считается удовлетворяющим условиям нагрева в установившемся режиме работы, если удовлетворяется условие:

Iр.m ?1доп. (1.3)

1.1.1 Расчет режимов электронной сети

Режим энергосистемы в самом общем виде определяется как со-вокупность критерий, в каких происходит процесс производства, пре-образования, распределения и употребления электроэнергии. Энергосистема представляет собой огромное число разных, но взаимосвязанных единством производственного процесса частей, находящихся в том либо ином состоянии, любой из которых влияет на режим энергосистемы в целом.

Главный целью расчетов режимов при проектировании электронных сетей является определение их характеристик, характеризующих условия в каких работают оборудование сетей и ее пользователи, также определение утрат напряжения. Результаты расчетов режимов сетей являются основой для оценки свойства электроэнергии, выдаваемой пользователям, допустимости рассматриваемых режимов исходя из убеждений работы оборудования сети, также выявления хороших критерий энер-госнабжения потребителей.

Начальными данными при расчетах режимов электронной сети являются известные мощности потребительских подстанций, величины напряжения источников питания либо подстанций систем, получающих энергию по электронным сетям от электростанций, также характеристики и связь частей сетей, на базе которых составляется схема замещения.

Результаты расчетов режимов сетей являются главный документацией для выявления допустимости рассматриваемых режимов, оценки свойства электроэнергии, выдаваемой пользователям, выявление лучших критерий функционирования систем.

Режим подстанции в главном определяется значениями суммарной активной и реактивной мощности, напряжением и частотой на сборных шинах подстанции, которые взаимосвязаны как с режимом работы энергосистемы, так и работой самой подстанции.

Расчеты режимов являются одним из самых всераспространенных и часто выполняемых расчетов при проектировании и эксплуатации электронных систем. При всем этом в качестве начальных данных почти всегда употребляются:

* схемы сети и характеристики частей;

* активные и реактивные мощности нагрузок;

* активные и реактивные мощности станций;

* модуль и аргумент напряжения в одном из узлов, который именуется базовым.

Режим энергосистемы задается по узловым точкам, главным характеристикам системы. В разработку режима энергосистемы заходит: обеспечение обычных характеристик частоты и напряжения, установление величины и нрава ожидаемого употребления энергии и максимума перегрузки, распределение нагрузок меж подстанциями энергосистемы с соблюдением экономичности и надежности, установление и распределение резерва мощности и т.д., разработка режима энергосистемы, установление и проверка надежности схемы электронных соединений, расчеты для более соответствующих периодов, потокораспределения их в энергосистеме и уровней напряжения в узловых точках, расчет динамической и статической стойкости и т.д.

1.1.2 Определение приведенных издержек

Расчёт приведенных народнохозяйственных издержек проводится в последующем порядке:

Определяют финансовложения для рассматриваемого варианта развития электронных сетей, которые складываются из сооружения линий электронных передач и подстанций сети:

К = Кл + Кпс (1.4)

Серьезные Издержки с достаточной точностью можно найти при помощи укрупнённых характеристик цены отдельных частей электронной системы для средних критерий строительства:

Кл = Куд · l , (1.5)

где Куд — стоимость 1 км полосы [3];

l — длина полосы, км.

Издержки на сооружение подстанции включают стоимость оборудования подстанции и неизменные Издержки на стройку подстанции, зависящие в главном от напряжения и полного количества выключателей.

Кпс = Кяч + Ктр + Кпост , (1.6)

где Кяч — стоимость ячеек распределительных устройств [3];

Ктр — стоимость трансформаторов [3];

Кпост — неизменная часть издержек [3],

Определяются каждогодние эксплуатационные издержки на амортизацию и сервис сети:

И’=Ил+Ипс=(аал+аол)·Кл /100+(аап+аоп)·Кпс /100 (1.7)

где аал — амортизационные отчисления на полосы электропередачи;

аол — отчисления на сервис линий электропередачи;

аап — амортизационные отчисления на подстанции;

аоп — отчисления на сервис подстанций.

Рассчитываются каждогодние Издержки на возмещение утрат активной мощности и электроэнергии:

Зпот=Зэ‘ДЭ’+ Зэ»ДЭ», (1.8)

где ДЭ’ — переменные утраты электроэнергии, зависящие от перегрузки, кВт·ч;

ДЭ» — неизменные утраты электроэнергии, не зависящие от перегрузки, кВт·ч;

Зэ‘ — замыкающие Издержки на переменные утраты электронной энергии (цены 1-го кВт·ч электроэнергии), коп/кВт·ч;

Зэ» — замыкающие Издержки на неизменные утраты электронной энергии (цены 1-го кВт·ч электроэнергии), коп/кВт·ч.

Переменные утраты электронной энергии определяются:

ДЭ’=фУДРмакс, (1.9)

где УДРмакс — суммарные переменные утраты, активной мощности в сети в наивысшем режиме. Определяются методом суммирования 2-ух характеристик из распечатки результатов: «Суммарные утраты по воздушным линиям и трансформаторам»;

ф — время наибольших утрат. Находится по эмпирической формуле:

ф = (0,124 +Тнб /10000)2·8760 (1.10)

Неизменные утраты электронной энергии определяются:

ДЭ»=Тр УДРхх, (1.11)

где УДРхх — суммарные утраты активной мощности холостого хода трансформаторов. Рассчитываются методом суммирования утрат холостого хода всех трансформаторов сети; утраты на корону в линиях не учитываются;

Тр — время работы трансформаторов в году. Тр обычно принимается равным 8760 часов.

значения Зэ‘ Зэ » определяются по графическим зависимостям [3].

Рассчитываются суммарные эксплуатационные Издержки по сети:

И = И’ + Зпот (1.12)

Приведенные издержки для разных вариантов развития определяются по выражению:

З=Ен·К+И, (1.13)

где Ен — нормативный коэффициент эффективности серьезных вложений, 1/год (Ен=0,12).

Опосля расчёта всех нужных характеристик подстанции при проектировании для всякого варианта развития сети, нужно произвести сопоставление технико-экономических характеристик вариантов развития энергосети.

Рассматриваемые в проекте варианты должны соответствовать последующим условиям сопоставимости:

* варианты электронной сети, подлежащие сравнению, должны соответствовать требованиям нормативных документов и руководящих указаний по проектированию;

* все рассматриваемые варианты должны обеспечивать однообразный энергетический эффект у потребителей: нужный отпуск электроэнергии и потребляемую мощность в течение всякого года рассматриваемого периода;

* развитие сети во всех сравниваемых вариантах рассматривается за один и этот же период времени;

* сопоставляемые варианты должны соответствовать нормативным требованиям к надежности электроснабжения;

* все экономические характеристики сравниваемых вариантов должны определяться в ценах 1-го уровня по источникам равной достоверности;

* тарифы, многообещающие перегрузки потребителей, экономические нормативы нужно задавать спектром вероятных значений и оценивать устойчивость выбора рационального варианта.

1.1.3 Существующая схема и многообещающие перегрузки энергорайона

Энергосистема производит централизованное энергоснабжение энергорайона 1-го из южных регионов РФ (Российская Федерация — электронных сетей «В» находятся:

* 2 электростанции общей мощностью 1 250 МВт;

* 4 подстанций 220 кВ;

* 12 подстанции 110 кВ;

* ВЛ 220 кВ общей протяженностью по цепям 185,7 км;

* ВЛ 110 кВ общей протяженностью по цепям 257,4 км.

карта-схема имеющейся сети с новеньким многообещающим узлом употребления представлена в приложении А. Данные о многообещающих отягощениях на конец 5-ого года в имеющихся узлах представлены в начальных данных для расчёта наибольшего режима электронной сети в программке RastrWin (см. приложение Б).

1.2 Варианты развития электронной сети

Разглядим три варианта присоединения проектируемой подстанции П25 к электронной сети для нахождения варианта с меньшими затратами. При всем этом обязано быть обеспечено бесперебойное снабжение потребителей, питающихся от проектированной подстанции, энергией в требуемых размерах и требуемого свойства.

На основании многообещающих нагрузок подстанции произведём выбор трансформаторов по (1.1).

SП25=13МВ·А; tgц =0,4.

Sтр= (0,65ч0,7)·13/Cos(arctg0,4)=8,5ч9,1МВ·А

Избираем два трансформатора ТДН — 10000/110. характеристики избранных трансформаторов, взятые из справочника [3], приведены в таблице 1.1.

Таблица 1.1 — характеристики трансформаторов новейшей подстанции

П/с

Тип

SНОМ,

МВ·А

Кол-во

UНОМ, кВ

UК,

ДРКЗ,

кВт

ДРХХ,

кВт

IХХ,

П25

ТДН-10000/110

115

10,5

0,7

Произведём расчёт характеристик трансформаторов на проектируемой подстанции П25 по последующим формулам:

r = ДРКЗ ·UВном2·10-3/(n·Sном2); (1.14)

x =Uk·UВном2/(n·100·Sном); (1.15)

gТ = n·ДPXX10-3/UВном2; (1.16)

bТ = n·ДIXX ·Sном /(UВном2·100); (1.17)

r = 60·1152·10-3 = 3,97 Ом;

х = 10,5·1152(2·100·10) = 69,43 Ом;

g = 2·14·10-3/1152=2,12 мкСм;

b = 2·0,7·10/(1152·100) = 10,59 мкСм.

Дальше осуществим экономическую оценку составленных вариантов, для что выполним технико-экономический расчет всякого варианта.

1.2.1 Технико-экономические характеристики первого варианта развития сети

1.2.1.1 Схема электронных соединений

Сечения проводов новейших линий выбираются по экономическим токовым интервалам.

Выбор осуществляется в согласовании с указаниями справочника [3], зависимо от номинального напряжения, расчетного тока, района по гололеду, материала и ценности опор.

Район по гололеду рассматриваемой электронной сети ЙЙЙ.

Опоры избираем железобетонные.

1-ый вариант предугадывает питание проектируемой подстанции П25 методом подключения к подстанции П8. Для обеспечения надёжного питания присоединённых потребителей и транзита мощности через подстанцию в обычном и послеаварийном режимах принимаем одну двухцепную линию марки АС-240, протяженность которой составляет 28,8 км. Расчетные данные по полосы электропередачи с избранными проводами приведены в таблице 1.2.

Таблица 1.2 — Расчетные данные полосы электропередачи

Длина l, км

Число цепей

UНОМ,

кВ

Марка провода

r0, Ом/км

x0,

Ом/км

b0·10-6,

См/км

П8-П25

28,8

110

АС-240

0,12

0,405

2,81

характеристики новейшей полосы определяются по формулам

rл = r0 l / n; (1.18)

xл = x0 l / n; (1.19)

bл = b0 l / n; (1.20)

rл = 0,12·28,8/2= 1,8 Ом;

хл = 0,405·28,8/2 = 5,6 Ом;

bл = 2,81·28,8·2 = 161,9 мкСм.

Рис.1.1. Фрагмент карты-схемы первого варианта развития электронной сети

Рис.1.2. Фрагмент схемы первого варианта развития электронной сети

Для обеспечения средствами автоматики восстановления питания потребителей в послеаварийной ситуации без вмешательства персонала избираем для ОРУ 110 кВ подстанции П25 схему мостика с выключателем в перемычке и выключателями в цепях трансформаторов. В ЗРУ 10 кВ приме-нена одиночная секционированная выключателем система шин.

Схема первого варианта развития электронной сети имеет вид, представленный на рисунке 1.2.

Дальше произведём расчёт наибольшего режима сети на ЭВМ (Электронная вычислительная машина — комплекс технических средств, предназначенных для автоматической обработки информации в процессе решения вычислительных и информационных задач).

информация о узлах и ветвях расчетной схемы в согласовании с требованиями программки RASTR приведена в приложении Б1.

По начальной инфы о узлах и ветвях по программке RASTR на ПК (Персональный компьютер — компьютер, предназначенный для эксплуатации одним пользователем) выполнен расчет обычного наибольшего режима электронной сети. Распечатка результатов расчета приводится в приложении Б1.

Из результатов расчёта видно, что расчётные значения токов, протекающих по новейшей полосы электропередачи равны: для ЛЭП (Линия электропередачи — один из компонентов электрической сети, система энергетического оборудования, предназначенная для передачи электроэнергии посредством электрического тока) П8-П25 Iр = 79 А;

Данные значения попадают в экономические интервалы токовых нагрузок для избранных сечений проводов.

Дальше произведём проверку сечений проводов по допустимой токовой перегрузке по нагреву.

Для проверки проводов по условию нагрева нужно произвести расчёт послеаварийного режима.

Самую большую опасность для новейших линий представляет отключение связи ЭС1-П3, потому что в этом случае новенькая линия будет загружена очень.

Произведём расчёт послеаварийного режима, для что в массиве начальных данных по веткам наибольшего режима отключим ЛЭП (Линия электропередачи — один из компонентов электрической сети, система энергетического оборудования, предназначенная для передачи электроэнергии посредством электрического тока) ЭС1-П3.

Распечатка результатов расчета послеаварийного режима приводится

в приложении А.

для ЛЭП (Линия электропередачи — один из компонентов электрической сети, система энергетического оборудования, предназначенная для передачи электроэнергии посредством электрического тока) П8-П25 Iр = 100 А;

Для провода АС-240 допустимый долгий ток Iдоп= 610A.

Как видно, Iдоп > Ip, т. е. данные провода проходят по условию нагрева.

Проверка по условиям короны не делается, т. к. экономические токовые интервалы подсчитаны для сечений, равных либо огромных мало допустимых по условиям короны.

анализ результатов расчётов наибольшего и послеаварийного режимов показал, что уровни напряжений в узлах, значения потоков мощностей и токов в ветвях, величина утрат мощности разрешают создать предварительное заключение о работоспособности намеченного первого варианта развития электронной сети.

1.2.1.2 Определение приведенных народнохозяйственных издержек

Определяем серьезные вложения по первому варианту, при всем этом одни и те же элементы сети, повторяющиеся во всех вариантах, не учитываются.

Зная характеристики линий, питающих подстанцию П25, при цены 1-го километра двухцепной полосы марки АС-240 с железобетонными опорами номинальным напряжением 110кВ 1575 тыс.руб/км, по (1.5) определим серьезные Издержки на сооружение ЛЭП (Линия электропередачи — один из компонентов электрической сети, система энергетического оборудования, предназначенная для передачи электроэнергии посредством электрического тока).

Кл = 1575 · 28,8 = 45 360 тыс. руб.

Издержки на сооружение подстанции определяются по (1.6).

Потому что избранные трансформаторы, схемы ОРУ 110 кВ и ЗРУ 10 кВ и неизменная часть издержек схожи во всех трёх вариантах, то Издержки на сооружение подстанции не учитываем.

Суммарные серьезные Издержки по (1.4) составят:

К = 45 360 тыс. руб.

Дальше произведем оценку каждогодних эксплуатационных издержек на амортизацию и издержек на появление утрат по (1.7):

И’ = (2,4 + 0,4) · 45 360/100 = 1270,08 тыс. руб.

Для вычисления каждогодних издержек на возмещение утрат активной мощности и электроэнергии нужно знать утраты активной мощности в сети.

Суммарные переменные утраты активной мощности берем из распечатки как сумма «Утраты в ЛЭП (Линия электропередачи — один из компонентов электрической сети, система энергетического оборудования, предназначенная для передачи электроэнергии посредством электрического тока)» и «Утраты в трансформаторах»:

УДРмакс = 13,76 + 1,56 = 15,32 МВт.

Длительность использования большей перегрузки Tнб =5200ч.

ф = (0,124 + 5200/10000)2 · 8760 = 3633 ч.

Переменные утраты электронной энергии, зависящие от перегрузки, определяются по (1.9):

ДЭ’ = 3633 · 15,32 · 103 = 55 657,56 · 103 кВт·ч.

Определяем величину неизменных утрат электроэнергии по (1.11):

ДЭ» = 8760 · 1,21 · 103 = 10 599,6 · 103 кВтч.

Вычислим каждогодние Издержки на возмещение утрат активной мощности и энергии по (1.8).

Зэ‘ и Зэ» определяем по рис.8.1 [3]:

Зэ‘ = 134 коп/кВт·ч;

Зэ» = 110 коп/кВт·ч.

Зпот=134·55 657,56 ·103 + 110·10 599,6 ·103 = 86 240,69 тыс.руб.

Вычислим суммарные эксплуатационные Издержки по сети по (1.12)

И = 1270,08+ 86 240,69 = 87 510,77 тыс. руб.

По (1.13) определяем приведенные народнохозяйственные Издержки по первому варианту:

З = 0,12 · 45 360 +87 510,77 = 92 953,97 тыс. руб.

1.2.2 Технико-экономические характеристики второго варианта развития сети

1.2.2.1 Схема электронных соединений

Опоры избираем железобетонные.

2-ой вариант предугадывает питание проектируемой подстанции П25 методом подключения к подстанции П8 и подстанции П15. Для обеспечения надёжного питания присоединённых потребителей и транзита мощности через подстанцию в обычном и послеаварийном режимах принимаем две одноцепные полосы марки АС-240, протяженность которых составляет 28,8 и 36,3 км соответственно. Расчетные данные по линиям электропередач с избранными проводами приведены в таблице 1.3.

Таблица 1.3 — Расчетные данные новейших линий электропередачи

Длина l, км

Число

цепей

Uном,

кВ

Марка провода

r0,

Ом/км

x0,

Ом/км

b0 10-6,

См/км

П8-П25

28,8

110

АС-240

0,12

0,405

2,81

П25-П15

36,3

110

АС-240

0,12

0,405

2,81

характеристики новейших линий определяются по формулам (1.18) — (1.20).

ЛЭП (Линия электропередачи — один из компонентов электрической сети, система энергетического оборудования, предназначенная для передачи электроэнергии посредством электрического тока) П8-П25: ЛЭП (Линия электропередачи — один из компонентов электрической сети, система энергетического оборудования, предназначенная для передачи электроэнергии посредством электрического тока) П25-П15:

rл = 0,12 · 28,8 = 3,5 Oм; rл = 0,12 · 36,3 = 4,4 Oм;

хл = 0,405 · 28,8 = 11,2 Ом; хл = 0,405 · 36,3 = 14,7 Ом;

bл = 2,81 · 28,8 = 80,9 мкСм. bл = 2,81 · 36,3 = 102 мкСм.

Схема второго варианта развития электронной сети имеет вид, представленный на рисунке 1.4.

Схема второго варианта в незначимой части различается от схемы первого варианта, потому для расчета режима употребляются ранее приготовленные массивы о узлах и ветвях с корректировкой части данных. При всем этом в данных о узлах не меняется информация по узлам, как следует, таблица с информацией о узлах будет таковая же, как и в первом варианте.

Рис.1.3. Фрагмент карты-схемы второго варианта развития электронной сети

Рис.1.4. Фрагмент схемы второго варианта развития электронной сети

В данных по веткам характеристики связи П8-П25 поменяются (одноцепная линия заместо двухцепной) и покажется связь П25-П15. Другие ветки останутся без конфигураций.

По скорректированным обозначенным образом начальным данным производится расчет обычного наибольшего режима второго варианта развития сети. Распечатка нужных результатов расчета приводится в приложении Б2.

Из результатов расчёта видно, что расчётные значения токов, протекающих по новеньким линиям электропередач равны:

Данные значения попадают в экономические интервалы токовых нагрузок для избранных сечений проводов.

Дальше произведём проверку сечений проводов по допустимой токовой перегрузке по нагреву.

Для проверки проводов по условию нагрева нужно произвести расчёт послеаварийного режима.

Самую большую опасность для новейших линий представляет отключение связи ЭС2-П11, потому что в этом случае новейшие полосы будут загружены очень.

Распечатка нужных результатов расчета послеаварийного режима приводится в приложении Б2.

Для провода АС-240 допустимый долгий ток Iдоп = 610А.

Как видно, Iдоп > Iр, т.е. данные провода проходят по условию нагрева.

анализ результатов расчётов наибольшего и послеаварийного режимов показал, что уровни напряжений в узлах, значения потоков мощностей и токов в ветвях, величина утрат мощности разрешают создать предварительное заключение о работоспособности намеченного второго варианта развития электронной сети.

электронный подстанция сеть

1.2.2.2 Определение приведенных народнохозяйственных издержек

Определяем серьезные вложения по второму варианту, при всем этом одни и те же элементы сети, повторяющиеся во всех вариантах, не учитываются.

Зная характеристики линий, питающих подстанцию П25, при цены 1-го километра полосы марки АС-240 с железобетонными опорами номинальным напряжением 110 кВ 951,3 тыс.руб/км, по (1.5) определим серьезные Издержки на сооружение ЛЭП (Линия электропередачи — один из компонентов электрической сети, система энергетического оборудования, предназначенная для передачи электроэнергии посредством электрического тока).

Кл = 951,3 · ( 28,8 +36,3) = 61 929,63 тыс. руб.

Издержки на сооружение подстанции определяются по (1.6).

Суммарные серьезные Издержки по (1.4) составят:

К = 61 929,63 тыс. руб.

И’ = (2,4 + 0,4) · 61 929,63/100 = 1734,03 тыс. руб.

УДРмакс = 13,7+1,56 = 15,26 МВт.

Длительность использования большей перегрузки Thб =5200ч.

ф = (0,124 + 5200/10000)2 · 8760 = 3633 ч.

Переменные утраты электронной энергии, зависящие от перегрузки, определяются по (1.9):

ДЭ’ = 3633 · 15,26 · 103 = 55 439,58 103 кВт·ч.

Определяем величину неизменных утрат электроэнергии по (1.11):

ДЭ» = 8760 · 1,21 · 103 = 10 599,6 · 103 кВтч.

Вычислим каждогодние Издержки на возмещение утрат активной мощности и энергии по (1.8).

Зэ‘ и Зэ« определяем по рис.8.1 [3]:

Зэ‘ = 134 коп/кВт·ч;

Зэ‘ = 110 коп/кВт·ч.

Зпот = 134·55 439,58·103+110·10 599,6·103 = 85 948,6 тыс.руб.

Вычислим суммарные эксплуатационные Издержки по сети по (1.12)

И = 1734,03 + 85 948,6 = 87 682,63 тыс.руб.

По (1.13) определяем приведенные народнохозяйственные Издержки по второму варианту:

З = 0,12·61 929,63 + 87 682,63 = 95 114,19 тыс. руб.

1.2.3 Технико-экономические характеристики третьего варианта развития сети

1.2.3.1 Схема электронных соединений

Опоры избираем железобетонные.

3-ий вариант предугадывает питание проектируемой подстанции П25 методом подключения к подстанции П8 и подстанции П16. Для обеспечения надёжного питания присоединённых потребителей и транзита мощности через подстанцию в обычном и послеаварийном режимах принимаем 2 одноцепные полосы марки АС-240, протяженность которых составляет 28,8 и 32,5 км соответственно. Расчетные данные по линиям электропередач с избранными проводами приведены в таблице 1.4.

Таблица 1.4 — Расчетные данные новейших линий электропередачи

Длина l, км

Число

цепей

Uном,

кВ

Марка провода

r0,

Ом/км

x0,

Ом/км

b0 10-6,

См/км

П8-П25

28,8

110

АС-240

0,12

0,405

2,81

П25-П16

32,5

110

АС-240

0,12

0,405

2,81

характеристики новейших линий определяются по формулам (1.18) — (1.20):

rл = 0,12 · 28,8 = 3,5 Oм; rл = 0,12 · 32,5 = 3,9 Oм;

хл = 0,405 · 28,8 = 11,2 Ом; хл = 0,405 · 32,5 = 13,2 Ом;

bл = 2,81 · 28,8 = 80,9 мкСм. bл = 2,81 · 32,5 = 91,3 мкСм.

В ЗРУ 10 кВ использована одиночная секционированная выключателем система шин.

Схема третьего варианта развития электронной сети имеет вид, представленный на рисунке 1.6.

Рис.1.5. Фрагмент карты-схемы третьего варианта развития электронной сети

Рис.1.6. Фрагмент схемы третьего варианта развития электронной сети

Схема третьего варианта в незначимой части различается от схемы второго варианта, потому для расчета режима употребляются ранее приготовленные массивы о узлах и ветвях с корректировкой части данных. При всем этом в данных о узлах не меняется информация по узлам, как следует, таблица с информацией о узлах будет таковая же, как и во 2-м варианте.

В данных по веткам заместо связи П25-П15 покажется связь П25-П16. Другие ветки останутся без конфигураций.

По скорректированным обозначенным образом начальным данным производится расчет обычного наибольшего режима третьего варианта развития сети. Распечатка нужных результатов расчета приводится в приложении Б3.

Данные значения попадают в экономические интервалы токовых нагрузок для избранных сечений проводов.

Дальше произведём проверку сечений проводов по допустимой токовой перегрузке по нагреву.

Для проверки проводов по условию нагрева нужно произвести расчёт послеаварийного режима.

Распечатка нужных результатов расчета послеаварийного режима приводится в приложении Б3.

Для провода АС-240 допустимый долгий ток Iдоп = 610А.

Как видно, неравенства Iдоп>Iр производятся, т. е. данные провода проходят по условию нагрева.

анализ результатов расчётов наибольшего и послеаварийного режимов показал, что уровни напряжений в узлах, значения потоков мощностей и токов в ветвях, величина утрат мощности разрешают создать предварительное заключение о работоспособности намеченного второго варианта развития электронной сети.

1.2.3.2 Определение приведенных народнохозяйственных издержек

Определяем серьезные вложения по третьему варианту, при всем этом одни и те же элементы сети, повторяющиеся во всех вариантах, не учитываются.

Кл = 951,3 · (28,8 + 32,5) = 58 314,69 тыс.руб.

Издержки на сооружение подстанции определяются по (1.6).

Тип подстанции П16 предугадывает лишь два присоединения, потому её нужно перевести к типу “одна секционированная с обходной системой шин с отделителями в цепях трансформаторов”[3]. Для этого на П16 необходимо установить ещё три выключателя 110 кВ. определим Издержки на установку выключателей:

Кпс = 3·2 205 = 6 615 тыс.руб.

Суммарные серьезные Издержки по (1.4) составят:

К = 58 314,69 + 6 615 = 64 929,69 тыс.руб.

И’ = [(2,4 + 0,4)·64 929,69+9,4·6 615] / 100 = 2 439,84 тыс. руб.

УДРмакс = 13,67+1,56 = 15,23 МВт.

Длительность использования большей перегрузки Thб =5200ч.

ф = (0,124 + 5200/10000)2 · 8760 = 3633 ч.

Переменные утраты электронной энергии, зависящие от перегрузки, определяются по (1.9):

ДЭ’ = 3633 · 15,23 · 103 = 55 330,59 103 кВт·ч.

Определяем величину неизменных утрат электроэнергии по (1.11):

ДЭ» = 8760 · 1,21 · 103 = 10 599,6 · 103 кВтч.

Вычислим каждогодние Издержки на возмещение утрат активной мощности и энергии по (1.8).

Зэ‘ и Зэ« определяем по рис.8.1 [3]:

Зэ‘ = 134 коп/кВт·ч;

Зэ‘ = 110 коп/кВт·ч.

Зпот = 134·55 330,59 ·103 + 110·10 599,6·103 = 85 802,55 тыс.руб.

Вычислим суммарные эксплуатационные Издержки по сети по (1.12)

И = 2 439,84 + 85 802,55 = 88 242,39 тыс.руб.

По (1.13) определяем приведенные народнохозяйственные Издержки по третьему варианту:

З = 0,12 · 58 314,69 + 88 242,39 = 95 240,15 тыс. руб.

1.2.4 Выбор лучшего варианта развития электронной сети

Результаты технико-экономического сопоставления вариантов сведены в таблице 1.5.

Как надо из табл. 1.5, наиболее прибыльным является 1-ый вариант, потому что 3I < ЗII < ЗIII, как следует, избираем 1-ый вариант развития сети, для которого производятся последующие расчёты.

Таблица 1.5 — Результаты технико-экономических расчетов

Наименование издержек

Величина издержек, тыс.руб.

Вариант 1-й

Вариант 2-й

Вариант 3-й

Серьезные Издержки

Стоимость сооружений ЛЭП (Линия электропередачи — один из компонентов электрической сети, система энергетического оборудования, предназначенная для передачи электроэнергии посредством электрического тока)

45 360

61 929,63

58 314,69

Стоимость установки выключателей

—

6 615

Итого

45 360

61 929,63

64 929,69

Каждогодние эксплуата-ционные Издержки

Эксплуатационные издержки

1 270,08

1 734,03

2 439,84

Издержки на возмещение утрат

86 240,69

85 948,6

85 802,55

Итого

87 510,77

87 682,63

88 242,39

Приведенные Издержки

92 953,97

95 114,19

]]>

Перейти и растаять в своей любимой социалке

Учебная работа. Проектирование электрических сетей

Учебная работа. Проектирование электрических сетей

Как? Вы еще не читали? Ну это зря...