Электроэнергетические системы и сети

Затраты на строительство сети (К) подразделяют на затраты по линиям (Кл) и затраты по подстанциям (Кпс):К=Кл+Кпс.При выполнении сравнительных технико-экономических расчётов затраты на сеть определяем по укрупнённым стоимостным показателям (УСП).Свл – базисный показатель стоимости ВЛ 110кВ.Свл до 150 мм2=1590 тыс.руб/км, Свл 185-240 мм2=1795 тыс.руб/км Иц – индекс цен по капитальным вложениям и элементам их технологической структуры на уровень 2007г. Иц=3,457Свыр – затраты на вырубку просеки для ВЛ 110кВ.Свыр=95 тыс.руб/кмСз – нормативная цена земли в субъектах РФ для Новгородской области.Сз=40руб./кмF – площадь постоянного отвода земли на 1 км ВЛ 110 кВ, при одностоечных стальных опорах F=70м2.. 5.2. Расчёт ежегодных издержек,Зуд – удельные затраты на 1 кВт·ч. Определяем по кривым на рис. 1 (МУ часть III ) для ЕЭЭС при Тнб=3500ч., приводим к ценам 2007г. для этого условно умножаем на коэффициент 50.Зуд=1,9×50= 95коп/кВт·ч.Критерий, по которому определяем наилучший вариант – это минимум суммарных дисконтированных затрат:К – затраты по сети (КЛ + КПС) за год;Иt – эксплуатационные расходы за год (считаем, что по годам они одинаковые);Ен – норма дисконта Ен=0,1;Трасч= 10 лет;Радиальная сеть:; Кольцевая сеть.; Произведя расчёт минимума суммарных дисконтированных затрат, меньшее значение получили при радиальной схеме сети. Для дальнейших расчётов принимаем к рассмотрениювариант 2 радиальной сети.6. Электрический расчёт режимов выбранного вариантаРис. 13. Радиальный вариант сети.Строим структурную схему сети и схемы замещения всех участков:Рис. 14. Структурная схема сети.6.1. Определение параметров схемы замещенияПараметры двухцепных линий:Активное сопротивление:.Реактивное сопротивление:.Зарядная мощность линии:Параметры трансформаторов:Активное сопротивление:; Реактивное сопротивление:; Параметры ветви ХХ:Расчётные данные по линиям и трансформаторам сводим в таблицы:Таблица 6.1ВЛL, кмF мм2Проводnr0, Омх0, Омb0 См/кмх10-6rл, Омxл, ОмQл, МварА-156,4240АС 240/3240,130,4052,811,85,72,731-213,2240АС 240/3230,130,4052,810,61,80,482-545,670АС 70/1120,460,4442,5510,510,11,102-332,4240АС 240/3220,130,4052,812,16,60,783-416,8120АС 120/1620,270,4272,662,33,60,41Таблица 6.2№ ПСТип и кол-во трансформаторовΔQx, МварΔРx, МВтΔSx, МВАRTэкв, ОмХTэкв, Ом12хТРДН-32000/1100,480,0640,480,93521,72,42хТРДН-25000/1100,350,0540,351,2727,7532хТРДН-40000/1100,240,0720,5250,7217,452хТДН-16000/1100,1120,0380,2272,1943,35Рис. 6.1. Схема замещенияэлектрической сетиОпределение потоков мощности в продольных элементах схемы замещения.Расчёт ведём от конца. Для расчётов принимаем значения эквивалентных активных и реактивных сопротивлений линий и трансформаторов.;.Определение потерь напряжения в продольных элементах схемы замещения.При максимальной нагрузке на шинах РУ поддерживается напряжение на 5% выше номинального, поэтому принимаем напряжение на ПС-А в ОРУ 110 кВ равным 115 кВ.Продольная составляющая потерь напряжения в линиях А-1:Поперечная составляющая потерь напряжения в линиях А-1:Модуль напряжения в конце участка А-1:Продольная составляющая потерь напряжения в трансформаторах ПС 1:Поперечная составляющая потерь напряжения в трансформаторах ПС 1:Модуль напряжения на стороне ВН трансформаторов на ПС-1:Определение потерь мощности и энергии на участке А-1.6.3. Участок А-3-2Рис. 6.2. Схема замещения участка А-3-2.Определение потоков мощности в продольных элементах схемы замещения:,Определение потерь напряжения в продольных элементах схемы замещения.Продольная составляющая потерь напряжения в линиях А-3:Поперечная составляющая потерь напряжения в линиях А-1:Модуль напряжения в конце участка А-3:Поперечная составляющая потерь напряжения в трансформаторах ПС 3:Модуль напряжения на стороне ВН трансформаторах ПС 3:Определение потерь мощности и энергии на участке А-3.Продольная составляющая потерь напряжения в линиях 3-2:Поперечная составляющая потерь напряжения в линиях 3-2:Модуль напряжения в конце участка 3-2:Продольная составляющая потерь напряжения в трансформаторах ПС 2:Поперечная составляющая потерь напряжения в трансформаторах ПС 2:Модуль напряжения на стороне ВН трансформаторов ПС 2:Определение потерь мощности и энергии на участке 3-2.6.4. Участок А-A’-4-5Рис. 6.3. Схема замещения участка А-A’-4-5.Определение потоков мощности в продольных элементах схемы замещения..Определение потерь напряжения в продольных элементах схемы замещения.Продольная составляющая потерь напряжения в линиях А-А’:.Поперечная составляющая потерь напряжения в линиях А-A’:Модуль напряжения в конце участка А’-A’:Продольная составляющая потерь напряжения в линиях А’-5:Поперечная составляющая потерь напряжения в линиях А’-5:Модуль напряжения в конце участка А’-5:Продольная составляющая потерь напряжения в трансформаторах ПС-5:Поперечная составляющая потерь напряжения в трансформаторах ПС-5:Модуль напряжения на стороне ВН трансформаторах ПС-5:Продольная составляющая потерь напряжения в линиях А’-4:Поперечная составляющая потерь напряжения в линиях А’-4:Модуль напряжения в конце участка А’-4:Продольная составляющая потерь напряжения в трансформаторах ПС-4:Поперечная составляющая потерь напряжения в трансформаторах ПС-4:Модуль напряжения на стороне ВН трансформаторах ПС-4:Определение потерь мощности и энергии на участке А-A’.7. Определяем требуемое регулировочное ответвление (ПС-1):.-1: 115,00 - 2,05 = 112,95 кВ,-2: 112,95- 2,05 = 110,90 кВ,-3: 110,90- 2,05 = 108,85 кВ.Принимаем ближайшее к расчётному значению (-2) регулировочное ответвление РПН.8. Расчёт технико-экономических показателей сети8.1. Капитальные вложенияТаблица 8.18.2. Затраты на возмещение потерь энергии:Потери активной мощности:Суммарные потери электроэнергии:Расчёт ежегодных издержек.8.3. Затраты дисконтированныеМинимум суммарных дисконтированных затрат,К – затраты по сети (КЛ+КПС) за год;Иt – эксплуатационные расходы за год (считаем, что по годам они одинаковые);Ен – норма дисконта Ен=0,1;Трасч=10 лет.,. 8.4. Затраты на компенсацию потерьЗуд – удельные затраты на 1 кВтч. Определяем по кривым на рис. 1 (МУ часть III) для ЕЭЭС при Тнб=5000ч., приводим к ценам 2007г. для этого условно умножаем на коэффициент 50.8.5. Характеристики экономичности сети.1). Потери мощности в сети в процентах от передаваемой мощности:. 2). Суммарные потери энергии в сети в процентах от полной энергии, полученной потребителями:3).Величина капитальных вложений, приходящихся на 1 МВт передаваемой мощности:.Результаты расчётов экономичности сети сводим в таблицу.Таблица 8.2ΣРм МВтТ, чL, кмК, тыс.руб.И, тыс.рубΔР, МВтΔА, МВт∙чЗ, тыс.руб.ΔР,%ΔА,%К, тыс.р/МВт15350001411139,564,1541,0674,3731139,630,70,517,45Список используемой литературы1. Правила устройства электроустановок. Изд. 7 (ПУЭ). ОАО «ВНИИЭ». 2003 г.2. Справочник по проектированию электрических сетейпод редакцией Д.Л.Файбисовича. -2-е изд., перераб. и доп. – М. : ЭНАС, 2007.-352 с.: ил.3.Балаков Ю.Н., Мисриханов М.Ш., Шунтов А.В. Проектирование схем электроустановок: Учебное пособие для вузов. – 2-е изд., стереот. – М.: Издательский дом МЭИ, 2006, –288 с., ил.4.СНиП 23-01-99; СНиП 2.01.07-85*; РД 34.20.116-93; РД 34.51.101-90; РД 34.21.122-87; ГОСТ 13109-87.