Выбор сети подстанций

Руководствуясь указаниями приведёнными в (2) выбираем следующие схемы подстанций:

п/ст А- схема с двумя несекционированными системами сборных шин.

п/ст Б- схема мостика с выключателями.

п/ст В- схема мостика с выключателями.

Расчёт максимального режима сети

Определяем параметры схемы замещения сети в соответствии с указаниями.

Параметры схем замещения линий

Для провода АС-240 ; ; , учитывая, что линия двухцепная получаем

Проводимость линии

Зарядная мощность

Для провода АС-185 ; ; , учитывая, что линия двухцепная получаем

Проводимость линии

Зарядная мощность

Для провода АС-70 ; ; , учитывая, что линия двухцепная получаем

Проводимость линии

Зарядная мощность

Параметры схем замещения трансформаторов.

Для автотрансформатора определяем активные сопротивления:

Определяем реактивные сопротивления:

Потери мощности холостого хода.

п/ст Б Для трансформатора определяем сопротивление.

Потери мощности холостого хода

п/ст В Для трансформатора определяем сопротивление.

Результаты расчётов сводим в таблицы, в которых приводятся значения с учётом количества цепей линий и числа трансформаторов на подстанциях

Ом

X3

Ом

п/ст А

0.17

1.6

0.245

24.33

0.245

0

0.49

41.262

п/ст Б

0.118

0.756

0.433

11.0205

-

-

-

-

п/ст В

0.084

0.52

0.8

19.215

-

-

-

-

Расчёт максимального режима.

Анализ результатов расчёта максимального режима, значения потоков мощностей в ветвях, потерь мощности позволяют сделать заключение о работоспособности варианта 1 электрической сети.

Баланс мощности, выбор основных компенсирующих устройств

Активная мощность, потребляемая районом системы, из пункта питания совпадает с мощностью, генерируемой в ЦП . В соответствии с заданием условие баланса Ргс>Ргр выполняется. Реактивная мощность, потребляемая районом системы, из пункта питания совпадает с мощностью в ЦП . Максимальная располагаемая реактивная мощность определяется

, где коэффициент мощности системы. Условие Qгс>Qгр выполняется, поэтому установка компенсирующих устройств, требуемых по балансу реактивной мощности, не предусматривается.

Определение приведённых народнохозяйственных затрат

Капитальные затраты. Определяем капитальные затраты на линии электропередачи , где

- стоимость 1 км линии i,

- длина линии в км, m-количество линий.

Параметры линий

ЛЭП	Uном (кВ)	км	Марка провода	Тип опоры	(тыс.руб.)	(тыс.руб.)
ЦП-п/ст А	220	120	АС-240	Железобетонная 2-цепная	27.8	3336
п/ст А-п/ст Б	110	120	АС-185	Железобетонная 2-цепная	22	2640
п/ст А-п/ст В	110	80	АС-70	Железобетонная 2-цепная	17.8	1424

При определении Куд принят п-й район по гололёду. Определяем капитальные затраты на подстанции. Кпс∑= , где

Принимаем, что на подстанциях устанавливаются воздушные выключатели и нормального исполнения.

п/ст А Кпс=3∙85+7∙42+2∙332+520=1733 тыс.руб.

п/ст Б Кпс=3∙42+2∙114+210=642 тыс.руб.

п/ст А Кпс=3∙42+2∙63+210=462 тыс.руб.

Кпс∑=1733+642+462=2837 тыс.руб.

К=Кл∑+Кпс∑=7400+2837=10237 тыс.руб.

Ежегодные эксплуатационные издержки на амортизацию и обслуживание сети

Пользуясь справочными данными (4), определяем соответствующие издержки

Ил=0.24∙7400+0.004∙7400=207.2 тыс.руб.

Ипс=0.064∙2837+0.02∙1733+0.03∙1104=249.3 тыс.руб.

И'=207.2+249.3=456.5 тыс.руб.

Ежегодные затраты на возмещение потерь активной мощности и энергии.

Определим величину переменных потерь электроэнергии

Суммарные переменные потери активной мощности находятся путём суммирования потерь по линиям и трансформаторам.

Определим величину постоянных потерь электроэнергии

Потери активной мощности вычисляются путём суммирования потерь холостого хода всех трансформаторов сети

Значения по соответствующим зависимостям

Суммарные эксплуатационные издержки по сети

И=И'+Зпот=456.5+=949.911 тыс. руб.

Приведённые народнохозяйственные затраты по 1 варианту.

З=Ен∙К+И=0.12∙10237+949.911 =2178.351 тыс. руб.

2. Технико-экономический расчёт второго варианта сети

Выбор номинального напряжения линий

Нагрузки подстанций те же, что и в 1 варианте.

Потокораспределение по линиям:

Для определения потокораспределения в кольце А-Б-В приближённо принимаем равенство напряжений в точках А и Б; А и В. Выполняем расчёт потокораспределения относительно этих точек питания в соответствующих линиях с двухсторонним питанием. Разомкнём кольцевую сеть в точке А.

Отрицательный знак показывает, что направление потока мощности противоположно выбрнному.

Зная потоки мощности по линиям, длины линий, выбираем номинальное напряжение ЛЭП по (4) табл.7.

Определение сечений проводов линий электропередачи

Сечения проводов линий определяются аналогично 1 варианту. При проверке проводов по длительно допустимой токовой нагрузке в кольцевых сетях послеаварийные режимы необходимо создавать за счёт поочерёдного отключения головных участков.

Для европейской части РФ при заданных (4)

По результатам расчёта принимаем ближайшее стандартное сечение.

ЛЭП ЦП-п/ст А АС-240

ЛЭП п/ст А-п/ст Б АС-240

ЛЭП п/ст А-п/ст В АС-240

ЛЭП п/ст Б-п/ст В АС-185

Проверка экономически целесообразных сечений проводов по условиям короны.

Учитывая минимально допустимые сечения по условиям исключения общей короны, принимаем к установке следующие провода: ЛЭП ЦП-п/ст А АС-240 ЛЭП п/ст А-п/ст Б АС-240;ЛЭП п/ст А-п/ст В АС-240; ЛЭП п/ст Б-п/ст В АС-185

Проверка проводов по длительно допустимой токовой нагрузке.

Для провода АС-240 допустимый ток составляет 610 А (4). , т. е. данный провод проходит по условиям нагрева.

Для провода АС-240 допустимый ток составляет 610 А (4).

т. е. данный провод проходит по условиям нагрева.

Для провода АС-240 допустимый ток составляет 610 А (4).

т. е. данный провод проходит по условиям нагрева. Расчетные данные по линиям электропередачи с выбранными проводами приведены в таблице:

ЛЭП	Длина км	Число цепей	Uном кВ	Марка провода	r0 Ом/км	x0 Ом/км	B0 см/км
ЦП-п/ст А	120	2	220	АС-240	0.120	0.405	2.81
п/ст А-п/ст Б	120	1	110	АС-240	0.120	0.405	2.81
п/ст А-п/ст В	80	1	110	АС-240	0.120	0.405	2.81
п/ст Б-п/ст В	50 1 110 АС-185 0.162 0.413 2.75 Выбор трансформаторов на подстанциях На подстанциях выбираем такие же трансформаторы, как и в 1 варианте, т. к. расчётные условия не изменились. Параметры выбранных трансформаторов и автотрансформаторов взятые из (4), смотрите таблицу 9. Расчёт максимального режима сети Определяем параметры схемы замещения сети в соответствии с указаниями Параметры схем замещения линий Л-1 Такая же, как в 1 варианте Для провода АС-240 ; ; , учитывая, что линия двухцепная получаем Проводимость линии Зарядная мощность Для провода АС-240 ; ; , учитывая, что линия двухцепная получаем Проводимость линии Зарядная мощность Для провода АС-185 ; ; , учитывая, что линия одноцепная получаем Проводимость линии Зарядная Параметры схем замещения трансформаторов. Результаты расчётов сводим в таблицы, в которых приводятся значения с учётом количества цепей линий и числа трансформаторов на подстанциях. Наименование линий Параметры схем замещения линий R ОМ X Ом b см Qзар МВ∙Ар Л-1 7.2 24.3 6.744∙10-4 16.32 Л-2 14.4 48.6 3.372∙10-4 2.04 Л-3 9.6 32.4 2.248∙10-4 1.36 Л-4 8.1 20.65 1.405∙10-4 0.85 Расчёт максимального режима. Анализ результатов расчёта максимального режима, значения потоков мощностей в ветвях, потерь мощности позволяют сделать заключение о работоспособности варианта 2 электрической сети. Баланс мощности, выбор основных компенсирующих устройств Активная мощность, потребляемая районом системы, из пункта питания совпадает с мощностью, генерируемой в ЦП . В соответствии с заданием условие баланса Ргс>Ргр выполняется. Реактивная мощность, потребляемая районом системы, из пункта питания совпадает с мощностью в ЦП . Максимальная располагаемая реактивная мощность определяется где - коэффициент мощности системы. Условие Qгс>Qгр выполняется, поэтому установка компенсирующих устройств, требуемых по балансу реактивной мощности, не предусматривается. Определение приведённых народнохозяйственных затрат. Капитальные затраты. Определяем капитальные затраты на линии электропередачи , где - стоимость 1 км линии i, - длина линии в км, m-количество линий. Параметры линий. ЛЭП Uном (кВ) км Марка провода Тип опоры (тыс.руб.) (тыс.руб.) ЦП-п/ст А 220 120 АС-240 Железобетонная 2-цепная 27.8 3336 п/ст А-п/ст Б 110 120 АС-240 Железобетонная 1-цепная 14 1680 п/ст А-п/ст В 110 80 АС-240 Железобетонная 1-цепная 14 1120 п/ст Б-п/ст В 110 50 АС-185 Железобетонная 1-цепная 12.9 645 При определении Куд принят п-й район по гололёду. Определяем капитальные затраты на подстанции. Кпс∑= , где Принимаем, что на подстанциях устанавливаются воздушные выключатели и нормального исполнения. п/ст А Кпс=3∙85+5∙42+2∙332+520=1649 тыс.руб. п/ст Б Кпс=3∙42+2∙114+210=642 тыс.руб. п/ст А Кпс=3∙42+2∙63+210=462 тыс.руб. Кпс∑=1649+642+462=2753 тыс.руб. К=Кл∑+Кпс∑=6781+2753=9534 тыс.руб. Ежегодные эксплуатационные издержки на амортизацию и обслуживание сети Пользуясь справочными данными (4), определяем соответствующие издержки Ил=0.024∙6781+0.004∙6781=189.868тыс.руб. Ипс=0.064∙2753+0.02∙1649+0.03∙1104=242.92 тыс.руб. И'=189.868+249.3=439.168 тыс.руб. Ежегодные затраты на возмещение потерь активной мощности и энергии. Определим величину переменных потерь электроэнергии Суммарные переменные потери активной мощности находятся путём суммирования потерь по линиям и трансформаторам. Определим величину постоянных потерь электроэнергии Потери активной мощности вычисляются путём суммирования потерь холостого хода всех трансформаторов сети Значения определяются по соответствующим зависимостям Суммарные эксплуатационные издержки по сети И=И'+Зпот=439.168+442.997=882.165тыс. руб. Приведённые народнохозяйственные затраты по 2 варианту. З=Ен∙К+И=0.12∙9534+882.165=2026.245 тыс. руб. 4. Технико-экономическое сравнение вариантов Результаты технико-экономических расчётов Наименование затрат Величина затрат (тыс. руб.) Вариант 1 Вариант 2 Капитальные затраты Стоимость сооружения ЛЭП 7400 6781 Стоимость сооружения подстанции 2837 2753 итого 10237 9534 Ежегодные эксплуатационные затраты Ежегодные отчисления на амортизацию и обслуживание сети 456.5 439.168 Затраты на возмещение потерь электроэнергии в сети 493.411 442.997 итого 949.911 882.165 Приведённые затраты 2178.351 2026.245 В результате, более выгодным является 2 вариант, т. к. З2<З1. Поэтому к исполнению принимается 2 вариант развития сети, для которого выполняются дальнейшие расчёты. 5. Расчёты минимального и послеаварийного режимов электрической сети 2 варианта Минимальный режим. В соответствии с заданием уменьшаем значения нагрузок в узлах. Потокораспределение по линиям: Отрицательный знак показывает , что направление потока мощности противоположно выбрнному. Расчёт минимального режима. Суммарные переменные потери активной мощности находятся путём суммирования потерь по линиям и трансформаторам. Анализ результатов расчёта минимального режима показывает, что этот режим приемлем для сети. Существенно уменьшились суммарные потери мощности в сети по сравнению с Послеаварийный режим. В качестве послеаварийного режима выбран режим максимальных нагрузок при отключённой линии Л-3. Потокораспределение по линиям: Расчёт послеаварийного режима. Суммарные переменные потери активной мощности находятся путём суммирования потерь по линиям и трансформаторам. Анализ результатов расчёта минимального режима показывает, что этот режим приемлем для сети. Однако суммарные потери мощности в сети возросли . 6. Анализ режимов сети Выявление перегруженных элементов сети Линии электропередачи. Определяем согласно формуле (1). . Результаты расчётов: Линия Л-1 Л-2 Л-3 Л-4 , А 528 264 264 203.5 , А 212.28 213.16 239.52 143.256 Эти данные показывают, что для всех линий условие выполняется, поэтому усиления сети не требуется. Трансформаторы. Согласно ранее проведённому выбору трансформаторов на подстанциях условие выполняется, поэтому замены трансформаторов не требуется. Регулирование напряжения на подстанциях Определяем уровни напряжений на шинах вторичного (низкого) напряжения подстанции. Расчёт напряжения ведётся от узла питания, напряжение в котором задано. Максимальный режим. Минимальный режим. Послеаварийный режим. П/ст В . Установлен трансформатор ТД 40/110 , 121±9×1.78%/6.3. Максимальный режим. Напряжение ответвления трансформаторов определяются по формуле . Напряжение на шинах НН, приведённое к высшему . Выбираем ближайшее стандартное напряжение ответвления Фактическое напряжение на обмотках НН Минимальный режим. Послеаварийный режим. П/ст Б . Установлен трансформатор ТДЦН 63/110 , 115±9×1.78%/6.3. Максимальный режим. Напряжение ответвления трансформаторов определяются по формуле . Напряжение на шинах НН, приведённое к высшему . Выбираем ближайшее стандартное напряжение ответвления 106.8 кВ Фактическое напряжение на обмотках НН Минимальный режим. Послеаварийный режим. В результате расчёта определенно, что на шинах п/ст Б не удаётся обеспечить необходимые уровни напряжений. П/ст А. установлен автотрансформатор АТДЦТН-125/220/110, 230/121±6×2%/6.6. Т. к. трансформатор обеспечивает регулирование напряжения только на шинах среднего напряжения, на стороне НН устанавливаем линейный регулировочный трансформатор, например типа ЛТМН или ЛТДН. Результаты расчётов по выбору отпаек трансформаторов сводим в таблицу П/ст Режим Напряжение до регулирования, кВт Напряжение после регулирования, кВт Напряжение, ответвление, кВт Коэффициент трансформации В мак. 5.383 5.795 121-4×1.78% 0.056 мин. 5.892 5.594 121+3×1.78% 0.49 п.а.р. 3.577 4.26 121-9×1.78% 0.061 Б мак. 5.253 5.656 115-4×1.78% 0.058 мин. 5.968 5.665 115+3×1.78% 0.052 п.а.р. 3.786 4.507 115-9×1.78% 0.065 А Устанавливаем линейный регулировочный трансформатор 7. Основные технико-экономические показатели сети Суммарные эксплуатационные издержки были определены ранее И= Определяем количество электрической энергии, полученной потребителями за год: Себестоимость передачи электроэнергии Литература Правила устройства электроустановок. М.: Атомэнергоиздат, 2007. Методические указания к курсовому проекту по дисциплине “Электрические станции, системы и сети”. Сост.: А.Н. Савельев, РЭТК, Ростов-на-Дону, 2007. Справочник по проектированию электроэнергетических систем. Под редакцией С.С. Рокотяна, И.М. Шапиро, М.: Энергоатомиздат, 2007. 1. Реферат на тему Julia KristevaS A Question Of Subjectivity Essay 2. Контрольная работа на тему Конституция Соединенных Штатов Америки 1787 года Романо германская пр 3. Биография на тему Шарль Луи Альфонс Лаверан 4. Реферат на тему Электрофорез и электроосмос 5. Доклад Философия Аргентины 6. Реферат на тему АМ Горчаков - выдающийся дипломат XIX века 7. Реферат на тему Descriptive Essay About My Bathroom Essay Research 8. Реферат Технологии ASP 9. Реферат на тему Appearence Vs Reality In Hamlet Essay Research 10. Реферат Нормативный метод учета затрат 3 Bukvasha Правила Контакты