Задание

Спроектировать электрическую сеть для электроснабжения указанных потребителей от электрической системы. Месторасположение источника питания и потребителей электроэнергии указано на рисунке 1.1, а их характеристики - в таблице 1.1. Электрическая сеть расположена в объединенной энергосистеме (ОЭС) Сибири, II районе по гололеду. В таблице 1.1 даны значения активной мощности нагрузок потребителей в максимальном режиме Р_i = Р_максi, МВт.

Рисунок 1.1

Расстояния между точками: l₀₁=30 км; l₁₂=30 км; l₂₃=22 км; l₃₄=44 км; l₀₄=32 км; l₀₂=40 км;

l₀₃=36 км; l₁₃= 44 км; l₁₄= 76км; l₂₄= 66км; l₀₅=36 км; l₁₅=66 км; l₂₅=70 км; l₃₅=56 км; l₄₅=40 км.

Таблица 1.1 - Характеристика источника питания и потребителей электроэнергии

Параметр	Рi, МВт	cosji	Тмi, ч	Uннi, кВ	Доля нагрузки 3-й категории d3i, %
Источник питания 0	-	0,75	-	-	-
Подстанция 1	15	0,73	4700	10	0
Подстанция 2	38	0,75	5300	10	0
Подстанция 3	38	0,78	3500	10	10
Подстанция 4	36	0,7	5800	6	0
Подстанция 5	30	0,71	3700	6	0

Определяем значения полной мощности нагрузок потребителей , МВА, взяв значения активной мощности нагрузки P_i, МВт и коэффициента мощности cosj_i потребителей из таблицы 1.1.

Задача 1

Используя данные из задания, составить несколько вариантов радиально-магистральных схем и схем, имеющих замкнутый контур, и выбрать из них наиболее рациональные варианты схемы исполнения электрической сети.

Решение.

Составляем варианты радиально-магистральной схемы электрической сети (рисунок 2.1). На рисунке 2.1 б) приведена радиальная схема, на рисунках 2.1 а), в) и г) - радиально-магистральные или разветвленные схемы.

а) в)

Рисунок 2.1- Варианты радиально-магистральных схем

Производим предварительный анализ и выбор вариантов радиально-магистральных схем исполнения сети, сводя данные в таблицу 2.1. В данной таблице в столбцах «Кол-во выключателей n, шт» и «Sn, шт» число без скобок показывает количество выключателей на подстанциях в случае, если промежуточная подстанция является ответвительной, а число в скобках - если промежуточная подстанция является проходной.

В таблицах 2.1, 2.2 длина ЛЭП l_ЛЭП, км рассчитывается следующим образом. Если на участке сети используется двухцепная ЛЭП, то длина ЛЭП определяется по выражению l_ЛЭП = 2 l_уч, где l_уч - длина участка сети, т.е. расстояние между двумя указанными точками, а если используется одноцепная ЛЭП, то по выражению l_ЛЭП = l_уч.

Делаем вывод о выборе варианта радиально-магистральной схемы. Из предложенных схем наилучшим вариантом исполнения сети является вариант, приведенный на рисунке 2.1 в), исходя из упрощенных критериев.

Таблица 2.1 - Предварительный выбор варианта радиально-магистральной схемы

Вариант	Участок	lЛЭП, км	SlЛЭП, км	Номер п/ст	Кол-во выключателей n, шт	Sn, шт	Pi нагрузки, МВт	Момент мощности Pi lс, МВт×км	S Pi lс, МВт×км
	01	60		1	3		15	900
	02	80		2	3		38	3040
А)	03	72	348	3	3	22	38	2736	11140
	04	64		4	3	(30)	36	2304
	05	72		5	3		30	2160
				0 (РЭС)	11
	01	60		1	3		15	900
	12	60		2	3		38	2280
Б)	03	72	352	3	3	20(32)	38	2736	11244
	34	88		4	3		36	3168
	05	72

		5	3		30	2160
				0 (РЭС)	7
	01	60		1	3		15	900
	12	60		2	3		38	2280
В)	03	72	344	3	3	26(30)	38	2736	10908
	05	72		4	3		36	2592
	54	80		5	3		30	2400
				0 (РЭС)	7
	01	60		1	3		15	900
	02	80		2	3		38	3040
Г)	04	64	364	3	3	25	38	2432	11700
	43	88		4	3		36	3168
	05	72		5	3		30	2160
				0 (РЭС)	9

Составляем варианты схемы электрической сети, имеющей замкнутый контур (рисунок 2.2). Схема, приведенная на рисунке 2.2 а), является простейшей замкнутой схемой, которая называется кольцевой схемой.

Рисунок 2.2 - Варианты схем, имеющих замкнутый контур

Предварительный анализ и выбор вариантов схем исполнения сети, имеющих замкнутый контур, производим, сводя данные в таблицу 2.2.

Таблица 2.2 - Предварительный выбор варианта схемы, имеющей замкнутый контур

Вариант	Участок	lЛЭП, км	SlЛЭП, км	Номер п/ст	Кол-во выключателей n, шт	Sn, шт
	01	30		1	3
	12	30		2	3
а)	23	22	202	3	3	21
	34	44		4	3
	45	40		5	3
	05	36		0 (РЭС)	3
	01	60		1	7
	02	40		2	3
б)	23	22	242	3	3	23
	34	44		4	3
	45	40		5	3
	05	36		0 (РЭС)	5
	01	60		1	3
	02	40		2	3
в)	23	22	270

	3	3	25
	34	44		4	3
	40	32		5	3
	05	72		0 (РЭС)	7
	01	30		1	3
	12	30		2	3
г)	23	22	230	3	3	23
	34	44		4	3
	30	32		5	3
	05	72		0 (РЭС)	5

Делаем вывод о выборе варианта схемы, имеющей замкнутый контур. Из предложенных схем наилучшим вариантом исполнения сети является вариант, приведенный на рисунке 2.2 а), исходя из упрощенных критериев.

Задача 2

Используя данные из задачи 1, произвести приближенный расчет потокораспределения мощности в сети для выбранных двух вариантов: радиально-магистральной схемы и схемы, имеющей замкнутый контур.

Решение.

Приближенный расчет потокораспределения в радиально-магистральной сети в нормальном режиме.

Составляем схему радиально-магистральной сети в нормальном режиме (рисунок 3.1).

Рисунок 3.1

Расставляем направление потоков мощности на участках сети (рисунок 3.1).

Рассчитываем потоки мощности для участков сети.

Рассчитываем мощности, передающиеся через радиальный участок 012:

Рассчитываем мощность, передающуюся через участок 054:

Рассчитываем мощность, передающуюся через участок 03:

Приближенный расчет потокораспределения в радиально-магистральной сети в послеаварийном режиме.

Расставляем направление потоков мощности на участках сети (рисунок 3.1).

Рассчитываем потоки мощности для участков сети.

Приближенный расчет потокораспределения в сети, имеющей замкнутый контур, в нормальном режиме.

Составляем схему сети, имеющей замкнутый контур, в нормальном режиме (рисунок 3.3).

Рисунок 3.2

Расставляем направление потоков мощности на участках сети (рисунок 3.2).

Рассчитываем мощности, передающиеся через участки кольцевой сети 0123450.

Рассчитываем потоки мощность для головного участка сети 01 по правилу электрических моментов.

Рассчитываем потоки мощности для остальных промежуточных участков сети 12 и 23, 34, 45 по первому закону Кирхгофа.

Точка 3 является точкой потокораздела активной и реактивной мощностей.

Приближенный расчет потокораспределения в сети, имеющей замкнутый контур, в послеаварийном режиме.

Составляем схему сети, имеющей замкнутый контур, в послеаварийном режиме (рисунок 3.3). В данном случае участке сети 0123450 наиболее загруженным головным участком в нормальном режиме является участок 01. Рассматривая послеаварийный режим сети, предположим, что данный участок 01 вышел из строя. Тогда в послеаварийном режиме кольцевой участок сети 0123450 преобразуется в радиальный 054321.

Рисунок 3.3

Расставляем направление потоков мощности на участках сети (рисунок 3.3).

Рассчитываем мощности, передающиеся через радиальный участок 012345:

Для выбора номинального напряжения рассчитаем мощности участков при обрыве участка 05.

Задача 3

Используя данные из задачи 2, выбрать номинальные напряжения электрической сети для выбранных двух вариантов: радиально-магистральной схемы и схемы, имеющей замкнутый контур.

Решение.

Выбор номинального напряжения для радиально-магистральной сети.

По формуле Стилла вычисляем номинальное напряжение U_ном, кВ для каждого участка сети:

Полученные нестандартные значения номинального напряжения округляем до ближайших стандартных.

Ближайшими меньшим и большим стандартными значениями являются:

- для участка 01 U_ном01м =35 кВ и U_ном01б =110 кВ;

- для участка 12 U_ном12м =35 кВ и U_ном12б =110 кВ;

- для участка 43 U_ном03м =35 кВ и U_ном03б =110 кВ;

- для участка 04 U_ном04м =35 кВ и U_ном04б =110 кВ.

- для участка 05 U_ном04м =35 кВ и U_ном04б =110 кВ.

Проверяем полученные значения номинальных напряжений по допустимой суммарной потери напряжения в сети в нормальном и послеаварийном режимах.

Принимаем номинальное напряжение сети на всех участках U_ном =35 кВ.

Проверка в нормальном режиме:

Участок 012

Участок 03

Участок 054

Следовательно напряжение 35 кВ не подходит из-за больших потерь

Принимаем номинальное напряжение сети на всех участках U_ном =110 кВ.

Проверка в нормальном режиме:

Участок 012

Участок 03

Участок 054

Проверка U_ном =110 кВ в послеаварийном режиме:

Участок 012

Участок 03

Участок 054

Так как для номинального напряжения U_ном =110 кВ все условия проверки SDU_нр £ 15%U_ном в нормальном режиме и SDU_павр £ 25%U_ном в послеаварийном режиме выполняются, то номинальное напряжение сети U_ном =110 кВ подходит.

После проверки в нормальном и послеаварийном режимах на всех участках радиально-магистральной сети окончательно принимаем номинальное напряжение сети U_ном =110 кВ.

Выбор номинального напряжения для сети, имеющей замкнутый контур.

По формуле Стилла вычисляем номинальное напряжение сети U_ном, кВ.

Рассчитаем номинальное напряжение на наиболее загруженном головном участке 05:

Полученные нестандартные значения номинального напряжения округляем до ближайших стандартных.

Ближайшими меньшим и большим стандартными значениями являются:

- для участка 05 U_ном05м =110 кВ и U_ном05б =220 кВ;

Проверяем полученные значения номинальных напряжений по допустимой суммарной потери напряжения в сети в нормальном и послеаварийном режимах.

Так как условие SDU_нр £ 15%U_ном в нормальном режиме не выполняется, то номинальное напряжение U_ном = 110 кВ не подходит.

Принимаем номинальное напряжение сети U_ном =220 кВ.

Проверка U_ном =220 кВ в нормальном режиме:

Проверка U_ном =220 кВ в послеаварийном режиме, когда из строя выходит наиболее загруженный участок 01 (рисунок 3.3) (условия должны выполняться до наиболее удаленной подстанции):

Так как для номинального напряжения U_ном =220 кВ на кольцевом участке 012345 все условия проверки SDU_нр £ 15%U_ном в нормальном режиме и SDU_павр £ 20%U_ном в послеаварийном режиме выполняются, то номинальное напряжение U_ном = 220 кВ подходит.

Задача 4

Используя данные из задач 2, 3 рассчитать баланс активной и реактивной мощностей в электрической сети для выбранных двух вариантов: радиально-магистральной схемы и схемы, имеющей замкнутый контур.

Решение.

Приближенный баланс активной мощности в сети.

Приближенный баланс реактивной мощности в радиально-магистральной сети.

Так как U_ном =110кВ

следовательно:

тогда

Приближенный баланс реактивной мощности в сети, имеющей замкнутый контур.

тогда

Определим реактивную мощность источника питания

Задача 5

Используя данные из задачи 4, определить необходимость установки компенсирующих устройств в электрической сети для выбранных двух вариантов: радиально-магистральной схемы и схемы, имеющей замкнутый контур.

Решение.

Определение необходимости установки компенсирующих устройств в сети.

Определяем мощность компенсирующих устройств, необходимых для сети.

Так как Q_ку=17,04Мвар > 0, то существует необходимость установки компенсирующих устройств в сети.

Распределяем суммарную мощность компенсирующих устройств по подстанциям.

Определяем необходимое количество и мощность батарей конденсаторов по подстанциям для компенсации реактивной мощности.

На подстанции 1 и 2 устанавливаем по одной батареи КС2-1,05-60 при 1,1U_ном Q_бк1=3,8 Мвар, номинальным напряжением U_ном = 10 кВ

На подстанции 4 и 5 устанавливаем по 2-е батареи с конденсаторами при КС2-1,05-60 при 1,1U_ном Q_бк1=7,6 Мвар, номинальным напряжением U_ном = 10 кВ.

Уточняем мощности нагрузок подстанций на основании выбранных батарей конденсаторов.

Исходя из уточненных мощностей нагрузок подстанций, пересчитываем мощности, передаваемые по участкам сети.

Приближенный расчет потокораспределения в радиально-магистральной сети в нормальном режиме.

Приближенный расчет потокораспределения в радиально-магистральной сети в послеаварийном режиме.

В схеме имеющей замкнутый контур нет необходимости установки

компенсирующих устройств т.к.

Задача 6

Используя данные из задачи 5, выбрать трансформаторы на подстанциях в электрической сети для двух вариантов: радиально-магистральной схемы и схемы, имеющей замкнутый контур.

Решение.

На подстанции 1 устанавливаем два трансформатора, необходимая мощность каждого из которых

Выбираем на подстанции 1 два трехфазных двухобмоточных трансформатора ТДН-16000/110.

На подстанции 2 устанавливаем два трансформатора, необходимая мощность каждого из которых

Выбираем на подстанции 2 два трехфазных двухобмоточных трансформатора ТРДН-40000/110.

На подстанции 3 устанавливаем два трансформатора, необходимая мощность каждого из которых

Выбираем на подстанции 3 два трехфазных двухобмоточных трансформатора ТРДН-40000/110.

На подстанции 4 устанавливаем два трансформатора, необходимая мощность каждого из которых

Выбираем на подстанции 4 два трехфазных двухобмоточных трансформатора ТРДН-40000/110.

На подстанции 5 устанавливаем два трансформатора, необходимая мощность каждого из которых

Выбираем на подстанции 5 два трехфазных двухобмоточных трансформатора ТРДН-25000/110.

Каталожные и расчетные данные трансформаторов выписываем из таблицы 6.9 [4] или таблице 7.1.

Трехфазный двухобмоточный трансформатор ТРДН-40000/110:

S_ном=40 МВА, пределы регулирования ±9´1,78%, U_номВН=115 кВ, U_номНН=10,5/10,5 кВ, U_кз=10,5%, DP_кз=172 кВт, DP_хх=36 кВт, I_хх=0,65%, R_т=1,4 Ом, X_т=34,7 Ом, DQ_х=260 квар.

Трехфазный двухобмоточный трансформатор ТДН-16000/110:

S_ном=16 МВА, пределы регулирования ±9´1,78%, U_номВН=115 кВ, U_номНН=11 кВ, U_кз=10,5%, DP_кз=85 кВт, DP_хх=19 кВт, I_хх=0,7%, R_т=4,38 Ом, X_т=86,7 Ом, DQ_х=112 квар.

Трехфазный двухобмоточный трансформатор ТРДН-25000/110:

S_ном=25 МВА, пределы регулирования ±9´1,78%, U_номВН=115 кВ, U_номНН=10,5/10,5 кВ, U_кз=10,5%, DP_кз=120 кВт, DP_хх=27 кВт, I_хх=0,7%, R_т=2,54 Ом, X_т=55,9 Ом, DQ_х=175 квар.

Выбор трансформаторов для сети имеющей замкнутый контур.

На подстанции 1 устанавливаем один трансформатор, необходимая мощность которого

Выбираем на подстанции 1 один трехфазный двухобмоточный трансформатор ТРДН-32000/220.

На подстанции 2 устанавливаем один трансформатор, необходимая мощность которого

Выбираем на подстанции 2 один трехфазный двухобмоточный трансформатор ТРДН-40000/220.

На подстанции 3 устанавливаем один трансформатор, необходимая мощность которого

Выбираем на подстанции 3 один трехфазный двухобмоточный трансформатор ТРДН-32000/220.

На подстанции 4 устанавливаем один трансформатор, необходимая мощность которого

Выбираем на подстанции 4 один трехфазный двухобмоточный трансформатор ТРДН-40000/220.

На подстанции 5 устанавливаем один трансформатор, необходимая мощность которыого

Выбираем на подстанции 5 один трехфазный двухобмоточный трансформатор ТРДН-32000/220.

Каталожные и расчетные данные трансформаторов выписываем из таблицы 6.9 [4] или таблице 7.1.

Трехфазный двухобмоточный трансформатор ТРДН-40000/220:

S_ном=40 МВА, пределы регулирования ±8´1,5%, U_номВН=230 кВ, U_номНН=11/11 кВ, U_кз=12%, DP_кз=170 кВт, DP_хх=50 кВт, I_хх=0,9%, R_т=5,6 Ом, X_т=158,7 Ом, DQ_х=360 квар.

Трехфазный двухобмоточный трансформатор ТДН-32000/220:

S_ном=32 МВА, пределы регулирования ±8´1,5%, U_номВН=220 кВ, U_номНН=10,5/10,5 кВ, U_кз=12%, DP_кз=167 кВт, DP_хх=53 кВт, I_хх=0,9%, R_т=8,66 Ом, X_т=34,7 Ом, DQ_х=288 квар.

Задача 7

Используя данные из задачи 6, произвести выбор сечений проводов воздушных ЛЭП электрической сети для двух вариантов: радиально-магистральной схемы и схемы, имеющей замкнутый контур.

Решение.

Для воздушных линий 110 кВ выбираем сталеалюминиевые провода марки АС, а для прокладки линий используем железобетонные опоры. Цепность линии определяем по схемам рассматриваемой электрической сети.

Результаты выбора и проверки сечений проводов воздушных ЛЭП сведем в соответствующие таблицы 8.3-8.6.

Таблица 8.3 - Выбор сечений проводов воздушных ЛЭП радиально-магистральной сети

Участок			Iнр, А	марка-F, мм2	Iдоп, А
01	26,5+j20	18,2	97	АС-95/16	330
12	19+j14,85	47,6	254	АС-185/29	520
03	19+j15,25	48,72	260	АС-185/29	520
05	15+j11,1	46,2	247	АС-185/29	520
54	18+j14,56	36,4	194	АС-150/24	450

Сечение провода F, мм² определяем по таблице 8.1.

Допустимый длительный ток I_доп, А определяем по таблице 8.2.

Таблица 8.4 - Проверка сечений проводов воздушных ЛЭП радиально-магистральной сети

Участок			Iпавр, А	Окончательные марка-F, мм2	Iдоп, А
01	53+j40	66	353	АС-240/32	610
12	38+j29,7	48	257	АС-240/32	610
03	38+j30,49	48,7	258	АС-240/32	610
05	36+j29,12	46,3	248	АС-185/29	520
54	30+j22,2	37	198	АС-150/24	520

Ток, протекающий по участку сети, в послеаварийном режиме I_павр, А сравниваем с допустимым длительным током I_доп, А для выбранного сечения провода соответствующего участка сети, значение которого приведено в таблице 8.3. Если выполняется условие проверки по допустимому нагреву I_доп ³ I_павр для выбранного сечения провода, то это значение и окончательно оставляем «Окончательные марка-F, мм² », а если указанное условие не выполняется, то переходим на следующее большее стандартное сечение провода до тех пор, пока данное условие не будет выполняться.

Допустимый длительный ток I_доп, А для окончательного сечения провода определяем по таблице 8.2.

Таблица 8.5 - Выбор сечений проводов воздушных ЛЭП сети, имеющей замкнутый контур

Участок			Iнр, А	марка-F, мм2	Iдоп, А
01	81,54+j73,38	109,7	293	АС-240/32	610
12

	66,54+j59,28	89	238	АС-240/32	610
23	28,54+j25,77	38,2	102	АС-240/32	610
34	10,05+j5,3	11,4	30	АС-240/32	610
45	46,05+j42,02	62,3	167	АС-240/32	610
50	76,05+j71,77	104,6	280	АС-240/32	610

Сечение провода F, мм² определяем по таблице 8.1.

Допустимый длительный ток I_доп, А определяем по таблице 8.2.

Таблица 8.6 - Проверка сечений проводов воздушных ЛЭП сети, имеющей замкнутый контур

Участок	при выходе из строя участка		при выходе из строя участка		Iпавр, А при выходе из строя участка		Iпаврmax, А	Окончательные марка-F, мм2	Iдоп, А
	50	01	50	01	50	01
01	157+j144,57	-	213,42	-	571	-	571	АС-300/39	710
12	142+j130,47	15+j14,1	192,84	20,55	516	55	516	AC-300/39	710
23	104+j96,96	53+j47,61	142,18	71,24	380	191	380	AC-240/32	610
34	66+j66,47	91+j78,1	93,67	119,9	251	321	251	AC-240/32	610
45	30+j29,75	127+j114,82	42,25	171,2	113	458	458	AC-240/32	610
50	-	157+j144,57	-	194,36	-	520	520	AC-300/39	710

Наибольший ток, протекающий по участку сети, в послеаварийном режиме I_паврmax, А сравниваем с допустимым длительным током I_доп, А для выбранного сечения провода соответствующего участка сети, значение которого приведено в таблице 8.5.

Если выполняется условие проверки по допустимому нагреву I_доп ³ I_паврmax для выбранного сечения провода, то это значение и окончательно оставляем «Окончательные марка-F, мм² », а если указанное условие не выполняется, то переходим на следующее большее стандартное сечение провода до тех пор, пока данное условие не будет выполняться.

Допустимый длительный ток I_доп, А для окончательного сечения провода определяем по таблице 8.2.

Задача 8

Используя данные задач 2 - 7, для выбранных вариантов исполнения электрической сети: радиально-магистральной сети и сети, имеющей замкнутый контур, - составить схемы замещения электрической сети и определить их параметры.

Решение.

Схема замещения радиально-магистральной сети представлена на рисунке 9.1 а), а сети, имеющей замкнутый контур, - на рисунке 9.2 б).

Результаты расчета параметров схем замещения воздушных ЛЭП и трансформаторов радиально-магистральной сети и сети, имеющей замкнутый контур, приведены в таблице 9.2 и 9.3.

Рисунок 9.1 - Схемы замещения электрической сети:

а) радиально-магистральной сети; б) сети, имеющей замкнутый контур

Таблица 9.2 - Определение параметров схем замещения воздушных ЛЭП электрических сетей

Участок сети

Кол-во цепей ЛЭП

Марка-сечение F, мм2 провода

Uном, кВ

lуч, км

r0, Ом/км

x0, Ом/км

b0´10-6, См/км

Rуч, Ом

Xуч, Ом

Qcуч’, Qcуч’’, Мвар

Радиально-магистральная сеть

01	2	АС-240/32	110	30	0,12	0,405	2,81	1,8	6,075	1,02
12	2	АС-240/32	110	30	0,12	0,405	2,81	1,8	6,075	1,02
03	2	АС-240/32	110	36	0,12	0,405	2,81	2,16	7,29	1,22
05	2	АС-185/29	110	36	0,162	0,413	2,75	2,92	7,434	1,19
54	2	АС-150/24	110	40	0,198	0,420	2,70	3,96	8,4	1,3

Сеть, имеющая замкнутый контур

01	1	АС-300/39	220	30	0,098	0,429	2,64	1,47	6,435	3,83
12	1	AC-300/39	220	30	0,098	0,429	2,64	1,47	6,435	3,83
23	1	AC-240/32

220

22

0,12

0,435

2,6

1,32

4,785

2,77

34

1

AC-240/32

220

44

0,12

0,435

2,6

2,64

9,57

5,54

45

1

AC-240/32

220

40

0,12

0,435

2,6

2,4

8,7

5,03

50

1

AC-300/39

220

36

0,098

0,429

2,64

1,76

7,772

4,6

Таблица 9.3 - Определение параметров схем замещения трансформаторов электрических сетей

Радиально-магистральная сеть

Номер подстанции	Кол-во трансф- орматоров	Тип трансформатора	Sномтр, МВА	DPхх, МВт	Iхх, %	DSст, МВА	zтр= Rтр+j Xтр, Ом
1	2	ТДН-16000/110	16	0,019	0,7	0,038+j0,224	2.19+j43,4
2	2	ТДРН-40000/110	40	0,036	0,65	0,054+j0,35	1,27+j27,95
3	2	ТРДН-40000/110	40	0,036	0,65	0,054+j0,35	1,27+j27,95
4	2	ТРДН-40000/110	40	0,036	0,65	0,054+j0,35	1,27+j27,95
5	2	ТДРН-25000/110	25	0,027	0,7	0,072+j0.52	0.7+j17.35

Сеть, имеющая замкнутый контур

Номер подстанции	Кол-во трансф- орматоров	Тип трансформатора	Sномтр, МВА	DPхх, МВт	Iхх, %	DSст, МВА	zтр= Rтр+j Xтр, Ом
1	1	ТДН-32000/220	32	0,053	0,9	0,11+j0,58	4.33+j99,25
2	1	ТДРН-40000/220	40	0,050	0,9	0,1+j0,72	2.8+j79,35
3	1	ТРДН-32000/220	32	0,053	0,9	0,11+j0,58	4.33+j99,25
4	1	ТДРН-40000/220	40	0,050	0,9	0,1+j0,72	2.8+j79,35
5	1	ТРДН-32000/220	32	0,053	0,9	0,11+j0,58	4.33+j99,25

Задача 9

Используя данные задачи 2, для выбранных вариантов исполнения электрической сети: радиально-магистральной сети и сети, имеющей замкнутый контур, - разработать схемы электрических соединений сети.

Решение.

Выбранный вариант радиально-магистральной сети приведен на рисунке 2.1 г). Схема (рисунок 10.2) соответствует случаю, когда схема является ответвительной.

Рисунок 10.2 - Схема электрических соединений радиально-магистральной сети в случае, когда схема является ответвительной.

Рисунок 10.2 - Схема электрических соединений сети, имеющей замкнутый контур

Технико-экономические расчеты при проектировании электрических сетей

Общие положения

В практике технико-экономических расчетов при проектировании электрических сетей применяют два метода: метод окупаемости затрат и метод приведенных затрат [1, 2].

При методе окупаемости затрат определяют срок окупаемости капиталовложений - время, в течение которого удорожание капитальных затрат по данному варианту окупится экономией эксплуатационных издержек [1, 2]:

(10.1)

где T_о - срок окупаемости, год;

К_сети1, К_сети2 - единовременные капиталовложения по первому и второму вариантам исполнения электрической сети, тыс.руб;

И_сети1, И_сети2 - ежегодные эксплуатационные издержки на первый и второй варианты исполнения электрической сети, тыс.руб.

Полученное значение срока окупаемости T_о сравнивают с нормативным T_онорм. Если T_о < T_онорм, то окончательно выбирают вариант с большими капиталовложениями и меньшими эксплуатационными издержками. Если T_о > T_онорм, то окончательно выбирают вариант с меньшими капиталовложениями и большими эксплуатационными издержками. Если T_о = T_онорм, то можно выбрать любой вариант, исходя из других условий, например, надежности и оперативной гибкости работы электрической сети.

Недостатками метода окупаемости затрат является то, что могут сравниваться только два варианта исполнения электрической сети, данный метод не может использоваться при небольшой разнице между составляющими технико-экономического расчета.

Указанные недостатки отсутствуют у метода приведенных затрат.

При методе приведенных затрат для каждого из рассматриваемых вариантов исполнения электрической сети рассчитываются приведенные затраты по выражению [1, 2, 4]:

(10.2)

где З_прi - приведенные затраты по i-ому варианту исполнения электрической сети, тыс.руб;

p_н =0,12 - нормативный коэффициент эффективности капиталовложений;

К_сетиi - единовременные капиталовложения на сооружение i-ого варианта исполнения электрической сети, тыс.руб;

И_сетиi - ежегодные эксплуатационные издержки на i-ый вариант исполнения электрической сети, тыс.руб.

После сравнения значений приведенных затрат рассматриваемых вариантов окончательно выбирают вариант исполнения электрической сети с минимальными приведенными затратами З_пр.

Сравниваемые варианты должны удовлетворять следующие условия:

- одинаковая стадия проектирования;

- экономическая сопоставимость (по ценам одного уровня);

- варианты исполнения электрической сети должны быть равной надежности, в противном случае необходимо учитывать ущерб от перерывов электроснабжения потребителей У_сети, тыс. руб:.

(10.3)

где У_сетиi - ущерб от перерывов электроснабжения потребителей для i-ого варианта исполнения электрической сети, тыс.руб.

Равноэкономичными считаются варианты исполнения электрической сети, приведенные затраты которых отличаются меньше, чем на 5%. В этом случае окончательный выбор варианта производят, исходя из других критериев и условий [1, 2, 4].

При технико-экономическом сравнении вариантов исполнения электрической сети для решения нижеприведенных задач принимаем следующие допущения [5]. Единовременные капиталовложения на сооружение сети рассчитываются из расчета срока строительства в один год, а последующая ее нормальная эксплуатация происходит с неизменными ежегодными эксплуатационными издержками в течение всего периода эксплуатации. Варианты исполнения электрической сети принимаются равноценными по надежности, если при отключении одной цепи двухцепной линии или одной линии в замкнунтой сети питание потребителей сохраняется по другой цепи или другой линии. Технико-экономические расчеты производим методом приведенных затрат.

Задача 10

Для выбранных вариантов исполнения электрической сети: радиально-магистральной сети и сети, имеющей замкнутый контур, - определить капиталовложения еа сооружение электрической сети, используя разработанные схемы электрических соединений из задачи 10.

Решение.

Для радиально-магистральной сети определяем капиталовложения на сооружение электрической сети, используя разработанную схему электрических соединений, приведенную на рисунке 10.2, а для сети, имеющей замкнутый контур, - на рисунке 10.2.

Для удобства расчеты по определению капиталовложений на сооружение воздушных ЛЭП и подстанций электрической сети произведем в табличной форме (таблицы 12.1, 12.2).

Таблица 12.1 - Определение капиталовложений на сооружение воздушных ЛЭП электрической сети по вариантам

Участок	lуч, км	Тип опор	Марка-сечение F, мм2 провода	С0лэп, тыс.руб/км	Клэп=С0лэп×lуч, тыс.руб	КлэпS, тыс.руб
Радиально-магистральная сеть (вариант I)
01	30	Железобетонные двухцепные	АС-240/32	16,4	492
12	30	Железобетонные двухцепные	АС-240/32	16,4	492
03	36	Железобетонные двухцепные	АС-240/32	16,4	590,4	2506,8
05	36	Железобетонные двухцепные	АС-185/29	12,9	464,4
54	40	Железобетонные двухцепные	АС-150/24	11,7	468
Сеть, имеющая замкнутый контур (вариант II)
01	30	Железобетонные одноцепные	АС-300/39	17,8	534
12	30	Железобетонные одноцепные	AC-300/39	17,8	534
23	22	Железобетонные одноцепные	AC-240/32	16,4	360,8	3447,2
34	44	Железобетонные одноцепные	AC-240/32	16,4	721,6
45	40	Железобетонные одноцепные	AC-240/32	16,4	656
50	36	Железобетонные одноцепные	AC-300/39	17,8	640,8

Таблица 12.2 - Определение капиталовложений на сооружение подстанций электрической сети по вариантам

Элемент		Стоимость										Кп/стS,
сети		РЭС		п/ст 1	п/ст 2		п/cт 3	п/ст 4		п/ст 5		тыс. руб
Радиально-магистральная сеть (вариант I)
РУ на РЭС		7 ´ 35		-	-		-	-		-
ОРУ на подстанции
- типовая схема		-		120	120		120	120		120 - дополнительные выключатели - - - - - - 2933 - трансформаторы - 2 ´ 63 2 ´ 109 2 ´ 84 2 ´ 84 2 ´ 109 - батареи конденсаторов - - 40+30 - - 40+30 - постоянная часть затрат - 210 210 210 210 210 Итого 245 456 618 498 498 618 Сеть, имеющая замкнутый контур (вариант II) РУ на РЭС 3 ´ 90 - - - - - ОРУ на подстанции - типовая схема - 280 280 280 280 280 - дополнительные выключатели - - - - - - 5076 - трансформаторы - 2 ´ 155 2 ´ 169 2 ´ 155 2 ´ 155 2 ´ 169 - батареи конденсаторов - - - - - - - постоянная часть затрат - 360 360 360 360 360 Итого 270 950 978 950 950 978 Для радиально-магистральной сети (вариант I): Для сети, имеющей замкнутый контур (вариант II): Задача 11 Для выбранных вариантов исполнения электрической сети: радиально-магистральной сети и сети, имеющей замкнутый контур, - определить ежегодные эксплуатационные издержки, используя данные из задачи 10. Решение. Определение ежегодных эксплуатационных издержек для варианта радиально-магистральной сети (варианта I). Определяем нормы амортизационных отчислений и отчислений на обслуживание и текущий ремонт воздушных ЛЭП и подстанций по таблице 8.2 [4]: aалэп=2,4%, aап/ст=6,4%; aорлэп=0,4%, aорп/ст=3%. Определяем отчисления от капиталовложений на амортизацию: Определяем отчисления от капиталовложений на обслуживание и текущий ремонт: Определяем число часов использования максимума активной нагрузки Tм в году для суммарной нагрузки электрической сети: Определяем время максимальных потерь t для суммарной нагрузки электрической сети: По рисунку 8.1 [4] определяем стоимость 1 МВт×ч потерь электроэнергии: для T ’=t/amax=t/kм2= 3163,6 / 0,952 = 3505 ч Þ Зэ’ = 1,4 коп/(кВт×ч) = =1,4×10-2 тыс.руб/(МВт×ч) - для T ’’ = 8760 ч Þ Зэ’’ = 1,2 коп/(кВт×ч) =1,2×10-2 тыс.руб/(МВт×ч) Определяем потери электроэнергии в воздушных ЛЭП, зависящие и независящие от нагрузки. Данные сведем в таблицу 13.1. Таблица 13.1 - Определение потерь электроэнергии в воздушных ЛЭП для радиально-магистральной сети Участок сети Кол-во цепей ЛЭП Sлэпоцi, МВА Uном, кВ Rлэпi, Ом t, ч DWлэпi’, МВт×ч DWлэп’, МВт×ч DWлэпi’’, МВт×ч DWлэп’’, МВт×ч 01 2 11 110 7,28 3163,6 230,3 0 12 2 44,8 110 3 3163,6 1337,9 0 23 2 17,04 110 2,28 3163,6 173,1 3663,7 0 0 04 2 46 110 4,9 3163,6 1081,8 0 45 2 28,2 110 5,4 3163,6 840,6 0 Определяем потери электроэнергии в трансформаторах, зависящие и независящие от нагрузки. Данные сведем в таблицу 13.2. Таблица 13.2 - Определение потерь электроэнергии в трансформаторах для радиально-магистральной сети Подстанция Кол-во тр-ров n, шт Sномтрi, МВА DPкз, МВт		t, ч	DWтрi’, МВт×ч	DWтр’, МВт×ч	DPхх, МВт	T, ч	DWтрi’’, МВт×ч	DWтр’’, МВт×ч
1	2	21,98	16	0,085	3163,6	251,7		0,019	8760	332,8
2	2	56,52	40	0,172	3163,6	384,4		0,036	8760	630,7
3	2	34,1	25	0,12	3163,6	258,9	1440	0,027	8760	473	2540
4	2	36,47	25	0,12	3163,6	276,9		0,027	8760	473
5	2	56,52	40	0,12	3163,6	268,2		0,036	8760	630,7

Определяем потери электроэнергии в батареях конденсаторов, зависящие и независящие от нагрузки. Данные сведем в таблицу 13.3.

Таблица 13.3 - Определение потерь электроэнергии в батареях конденсаторов для радиально-магистральной сети

Подстанция	DWбкi’, МВт×ч	DWбк’, МВт×ч	Qбкi, Мвар	Tбк, ч	DWбкi’’, МВт×ч	DWбк’’, МВт×ч
2	0		11,7	7000	245,7
5	0	0	11,7	7000	245,7	491,4

Определяем потери электроэнергии, зависящие от нагрузки, в радиально-магистральной сети:

Определяем потери электроэнергии, независящие от нагрузки, в радиально-магистральной сети:

Определяем затраты на возмещение потерь электроэнергии в радиально-магистральной сети:

Определяем ежегодные эксплуатационные издержки для радиально-магистральной сети:

Определение ежегодных эксплуатационных издержек для варианта сети, имеющей замкнутый контур (варианта II).

Определяем нормы амортизационных отчислений и отчислений на обслуживание и текущий ремонт воздушных ЛЭП и подстанций по таблице 8.2 [4]:

a_алэп=2,4%, a_ап/ст=6,4%; a_орлэп=0,4%, a_орп/ст=2,0%.

Определяем отчисления от капиталовложений на амортизацию:

Определяем отчисления от капиталовложений на обслуживание и текущий ремонт:

Определяем число часов использования максимума активной нагрузки T_м в году для суммарной нагрузки электрической сети:

Определяем время максимальных потерь t для суммарной нагрузки электрической сети:

По рисунку 8.1 [4] определяем стоимость 1 МВт×ч потерь электроэнергии:

• для T ^’=t/a_max=t/k_м²= 3163,6/0,95² = 30505 ч Þ З_э^’ = 1,4 коп/(кВт×ч)=

=1,4×10^-2 тыс.руб/(МВт×ч)

- для T ^’’ = 8760 ч Þ З_э^’’ = 1,2 коп/(кВт×ч) =1,2×10^-2 тыс.руб/(МВт×ч)

Определяем потери электроэнергии в воздушных ЛЭП, зависящие и независящие от нагрузки. Данные сведем в таблицу 13.4.

Таблица 13.4 - Определение потерь электроэнергии в воздушных ЛЭП для сети, имеющей замкнутый контур

Участок сети	Кол-во цепей ЛЭП	Sлэпi, МВА	Uном, кВ	Rлэпi, Ом	t, ч	DWлэпi’, МВт×ч	DWлэп’, МВт×ч	DWлэпi’’, МВт×ч	DWлэп’’, МВт×ч
01	1	94	220	4,08	3163,6	2356,4		0
12	1	72,8	220	3,84	3163,6	1330,2		0
23	1	17,4	220	2,76	3163,6	54,6	7900,4	0	0
34	1	16,7	220	2,88	3163,6	52,5		0
45	1	53 220 3,12 3163,6 572,9 0 50 1 108,9 220 4,56 3163,6 3534,7 0 Определяем потери электроэнергии в трансформаторах, зависящие и независящие от нагрузки. Данные сведем в таблицу 13.5. Таблица 13.5 - Определение потерь электроэнергии в трансформаторах для сети, имеющей замкнутый контур Подстанция Кол-во тр-ров n, шт Sномтрi, МВА DPкз, МВт t, ч DWтрi’, МВт×ч DWтр’, МВт×ч DPхх, МВт T, ч DWтрi’’, МВт×ч DWтр’’, МВт×ч 1 2 21,98 35 0,167 3163,6 124,6 0,053 8760 928,6 2 2 56,52 40 0,17 3163,6 536,9 0,05 8760 876 3 2 34,1 35 0,167 3163,6 300 1841,5 0,053 8760 928,6 4538 4 2 36,47 35 0,167 3163,6 143,1 0,053 8760 928,6 5 2 56,52 40 0,17 3163,6 536,9 0,05 8760 876 Определяем потери электроэнергии, зависящие от нагрузки, в сети, имеющей замкнутый контур: Определяем потери электроэнергии, независящие от нагрузки, в сети, имеющей замкнутый контур: Определяем затраты на возмещение потерь электроэнергии в сети, имеющей замкнутый контур: Определяем ежегодные эксплуатационные издержки для сети, имеющей замкнутый контур: Задача 12 Из выбранных вариантов исполнения электрической сети: радиально-магистральной сети и сети, имеющей замкнутый контур, - выбрать окончательный вариант, используя данные из задач 10 и 11. Решение. Данные технико-экономического расчета методом приведенных затрат ведем в таблицу 14.1. Для радиально-магистральной сети (вариант I): Для сети, имеющей замкнутый контур (вариант II): Относительная разность приведенных затрат рассматриваемых вариантов радиально-магистральной сети (вариант I) и сети, имеющей замкнутый контур (вариант II): Так как относительная разность приведенных затрат рассматриваемых вариантов DЗпрI,II = 41% > 5%, то для данного случая выбираем к исполнению радиальномагистральную схему исполнения. Таблица 14.1 - Основные технико-экономические показатели для предварительно выбранных вариантов исполнения электрической сети Показатели Вариант исполнения электрической сети: радиально-магистральная сеть (вариант I) сеть, имеющая замкнутый контур (вариант II) Капиталовложения Ксети, тыс.руб 6789,84 9574,6 Потери электроэнергии DW=DW’ +DW’’, МВт×ч 8135,1=5103,7+3031,4 14279,9=9741,9+4538 Затраты на возмещение потерь электроэнергии Зпот, тыс.руб 107,9 190,9 Ежегодные эксплуатационные издержки Исети, тыс.руб 530 749,7 Приведенные затраты Зпр, тыс.руб 1344,8 1898,7 Относительная разность приведенных затрат рассматриваемых вариантов DЗпр, % 41% На основе инженерной оценки характеристик предварительно выбранных вариантов исполнения электрической сети: радиально-магистральной сети (вариант I) и сети, имеющей замкнутый контур, (вариант II), - в качестве окончательного выбираем вариант I, и принимаем его к исполнению. Литература 1. Электрические системы. Электрические сети: Учеб. для электроэнерг. спец. вузов /В.А. Веников, А.А. Глазунов, Л.А. Жуков и др.; Под ред. В.А. Веникова, В.А. Строева.- 2-е изд., перераб. и доп. -М.: Высш. шк., 1998. -511 с. 2. Идельчик В.И. Электрические системы и сети: Учебник для вузов. -М.: Энергоатомиздат, 1989. -592 с. 3. Поспелов Г.Е., Федин В.Т. Проектирование электрических сетей и систем. -Минск: Вышэйша школа, 1978. -304 с. 4. Справочник по проектированию электроэнергетических систем. /В.В. Ершевич, А.Н. Зейлигер, Г.А. Илларионов и др. Под ред. С.С. Рокотяна и И.М. Шапиро. -3-е изд., перераб. и доп. -М.: Энергоатомиздат, 1985. -352 с. 5. Минакова Н.Н., Татьянченко Л.Н. Электрические сети и системы: Методические указания к выполнению курсового проекта для студентов специальности 10.04.00 «Электроснабжение промышленных предприятий» /Алт. политехн. ин-т им. И.И. Ползунова. -Барнаул: Б.и., 1989. -35 с. 6. ГОСТ 14209-85 Трансформаторы силовые масляные общего назначения. Допустимые нагрузки. 7. Правила устройства электроустановок. /М-во топлива и энергетики РФ. -6-е изд., перераб. и доп., с изм. -М.: Главгосэнергонадзор России, 1998. -608 с. 1. Научная работа Создание высокопродуктивных сортов и гибридов сорговых культур 2. Реферат на тему Развитие дизайна в России 3. Реферат на тему The Machine Stops Essay Research Paper It 4. Курсовая Нормативно-правовой статус Правительства РФ 5. Реферат на тему Оплата труда гражданских служащих 6. Реферат ОРГАНІЗАЦІЯ ЗОВНІШНЬОГО ВАЛЮТНОГО РИНКУ 7. Реферат Философия денег 2 8. Реферат Влияние условий эксплуатации на техническое состояние автомобилей 9. Реферат Понятие биогенной миграции 10. Курсовая Применение факторинга в отечественной и зарубежной практике Bukvasha Правила Контакты