Размещено на http://www.allbest.ru/

Министерство образования и науки Российской Федерации

ФГАОУ ВПО «Уральский федеральный университет имени первого Президента

России Б.Н.Ельцина»

Уральский энергетический институт

Кафедра автоматизированных электрических систем

Контрольная работа

«Проектирование электрической сети»

По дисциплине «Электроэнергетические системы и сети»

Студент:

Шутов А.Д.

Преподаватель:

Кочнева Е.С.

Екатеринбург 2014

Задание

1. Район проектирования сети Урал.

2. Значения экономических характеристик, используемых при проектировании (коэффициента приведения капитальных вложений к современным ценам и удельной стоимости потерь электроэнергии в сети) задаются преподавателем.

3. Состав потребителей электроэнергии по категориям надежности: потребители узла с наименьшей нагрузкой относятся к III категории по надежности, состав потребителей других узлов по надежности одинаков (I категория 30 %; II категория 30 %; III категория 40 %);

= 4500 ч.

для всех нагрузок.

6. Номинальные напряжения потребителей - 10 кВ.

7. Требуемые напряжения на шинах 10 кВ подстанций выбираются проектировщиком по следующим условиям: при мощности нагрузки в максимальном режиме до 15 МВт ; при мощности от 15 до 25 МВт ; при мощности от 25 до 35 МВт ; при мощности более 35 МВт

Введение

Проектирование электроэнергетических сетей и систем требует комплексного подхода к выбору и оптимизации электрических сетей и технико-экономическому обоснования решений, определяющих состав, структуру, внешние и внутренние связи, параметры и надежность работы системы в целом и ее отдельных элементов. Разработанная схема развития сети должна обеспечить необходимую надежность электроснабжения, требуемое качество электроэнергии у потребителей, удобство и безопасность эксплуатации.

Развитие процессов урбанизации сопровождается интенсивным ростом электропотребления на территориях городских агломераций и примыкающих к ним промышленных зон. Обеспечение электроснабжения новых потребителей на этих территориях требует сооружения электрических сетей и подстанций в кратчайшие сроки.

1. Проектирование электрической сети

Выбрать наилучшую в технико-экономическом смысле схему развития районной электрической сети при соблюдении заданных требований к надежности схему и к качеству электроэнергии, отпускаемой потребителям.

1.1 Исходные данные

· Величины нагрузок даны в МВт;

· Узел №1 - базовый , напряжение узла 115 кВ;

· Линия 1-2 из провода марки АС-240;

· Потребители узла №13 III категории надежности, состав потребителей других узлов по надежности одинаков;

· Номинальное напряжение потребителей 10 кВ;

· Тmax нагрузок 4500 часов;

· Район проектирования - Урал.

1.2 Выбор сечений линий электропередачи

Расчет токораспределения в сети

Нагрузочные токи сети определяются по соотношению:

Где P - нагрузка в узле в МВт.

= 0.9 в нашем случае для всех узлов

Uн - номинальное напряжение сети = 110 кВ.



Найдем ток на кольцевом участке:

В первом приближении примем марку и сечение провода на всех участках АС-240. В этом случае сеть становится однородной и ее расчет можно проводить по правилу моментов для однородной сети.

LАВ=L11=L1-4+L4-15+L15-3+ L2-3+ Lэ 2-1= 46,5+37,5+30+57= 217,5 км

Lэ 2-1= =

Токи на участках сети в соответствии с первым законом Кирхгофа для узлов находятся:

I4-15=Iг - I4= 255,9 - 88= 167,9 А

I15-3= I4-15 - I15 = 167,9 - 58,4=109,5 А

I3-2= I15-3 -I3= 109,5 - 233,5= -124 А

Рассмотрим участок 1-2 в кольце 1-4-15-3-2-1: в нормальном режиме на участке ток = 298,9 А. При аварийном режиме отключение линии на участке 1-4 по участку 1-2 потечет ток = 554,8 А. Из таблиц 1.3.11 и 1.3.3 [1] определяем сечения проводов. Урал(1V). Стальные одноцепные опоры.

Аналогичным образом рассчитываем остальные варианты развития сети.

I4-15=Iг - I4= 64,9 - 88= -23,1А

I15-3= I4-15 - I15 = -23,1 - 58,4= -81,5 А

В таблицу 4 внесены расчеты сечений проводов.

Таблица

ЛЭП	Тип линии	Iуч.цеп, А	n	Iцепи, А	Предвар сечение	П/ав. режим		Iдоп, А	Оконч. сечение
1-2	С	554,8	2	277,4	2*АС-240	Откл.одной линии 1-2	554,8	610	2*АС-240
2-3	П	379,9	2	189,95	2*АС-150	Откл.одной линии 2-3	379,9	445	2*АС-150
4-15	П	23,1	1	23,1	АС-95	откл 3-4	88	330	АС-95
3-15	П	81,5	1	81,5	АС-95	Откл.3-4	146,4	330	АС-95
3-4	П	64,9	1	64,9	АС-95	Откл.3-15	146,4	330	АС-95
1-13	П	233,5	2	116,75	2*АС-120	Откл. Одной линии	233,5	380	2*АС-120

1.3 Выбор трансформаторов и выключателей на понижающих подстанциях

Типы, мощности и число понижающих трансформаторов на подстанциях во всех вариантах одинаковы, так как эти параметры не зависят от схемы сети 110 кВ.

Таблица

№ узла	Мощность нагрузки	S/1.4	Тип и число трансформаторов
	Р, МВт	S, МВА
2	30	33,5	23,93	2*ТРДН-25000/110
3	40	44,7	31,93	2*ТРДН-40000/110
4	15	16,7	11,93	2*ТДН-16000/110
13	40	44,7	31,93	2*ТРДН-40000/110
15	10	11,2	8,16	2*ТДН-10000/110

1.4 Экономическое сопоставление вариантов развития сети. Участок 1-4

Рассмотрим узел №15. Экономическое сопоставление вариантов исполнения - линии 3-15 позволит определить схему питания потребителей III-й категории.

Вариант 1

2*АС-95 и 2*ТДН-10000/110

ь Капитальные вложения в линию:

=

где С - стоимость одного километра линии, тыс. рублей;

L - длина линии, км;

N - число параллельных линий;

Кпер- коэффициент пересчета= 68,8

ь Капитальные вложения в подстанцию:



где Стр, Св - стоимость трансформатора, выключателя, тыс. рублей;

L - длина линии, км;

N - число трансформаторов, выключателей;

Кпер- коэффициент пересчета= 68,8

ь Суммарные вложения:

ь Параметры схемы замещения:

,

Потери мощности в максимальном режиме:

ь Число часов максимальных потерь:

ь Издержки:



ь Приведенные затраты узла 13 при питании по 2-м линиям:

где ЕН=0.12 - коэффициент кап.вложений

Ежегодные издержки на амортизацию и обслуживание для линий , для подстанций .

Расчет варианта 1:

Капитальные вложения в линию :

= 68,8*20,6*30*2= 85036,8 тыс.руб тыс. руб.

Капитальные вложения в подстанцию:

= 54*2*68,8+35*4*68,8= 17062,4тыс.руб.

Суммарные вложения:

= 85036,8 +17062,4= 102099,2 тыс.руб.

Параметры схемы замещения:



= Ом , = 3,975 Ом

= 4,59 + 3,975 = 8,6 Ом

Потери мощности в максимальном режиме:

=3*0,0542*8,6 =0,0798 МВт

Постоянные потери мощности :

= 0,014*2=0,028 МВт

Издержки:

= 1,2(2886*0,0798+8760*0,028)= 675,84 тыс. руб

Приведенные затраты:

=0,12* 102099,2+ 0,028*85036,8+ 0,094*17062,4 + 675,84 = 16912,644 тыс.руб

Расчет за исключением ущерба от недоотпуска электроэнергии аналогичен первому варианту.

Ущерб от недоотпуска электроэнергии:

электропередача трансформатор выключатель подстанция



где У0 = 68*5,5*103=374000 руб/МВт - удельный годовой ущерб от аварийных ограничений электроснабжения

Рпотр = 10 МВт - нагрузка потребителя

= 1 - степень ограничения потребителя

n = 2 - число последовательно включенных элементов

i = 1.1 - параметры потока отказов ВЛ (одноцепной)

Тi = 1.010-3 лет/отказ - среднее время восстановления линии

i = 0.02 - параметры потока отказов трансформатора

Тi = 20.010-3 лет/отказ - среднее время восстановления трансформатора при наличии резервного

Приведенные затраты узла 13 при питании по одной линии:

Yгод=374000*10*1(1,1*1*10-3+0,02*20*10-3)= 2730,2 тыс.руб

Результаты расчетов сведем в таблицу

Таблица

	Вариант 1	Вариант 2
Марка провода	АС-95	АС-95
Уд. сопрот линии Ом/100 км	30,6	30,6
Стоимость 1 км линии, тыс руб (стр 43)	20,6	20,6
Длина линии, км	30	30
Число линий	2	1
Капвложения в линию, тыс. р	85036,8	42518,4
Тип тр-ра	ТДН-10000/110	ТДН-10000/110
Сопротивление тр-ра, Ом	2,19	4,38
Потери ХХ, МВт	0,038	0,019
Стоимость тр.-в ,тыс руб	54*68,8	54*68,8
Кол-во тр-ров	2	1
Стоимость выключателя, тыс.руб	2408	2408
Кол-во выключателей (с учетом питающей ПС)	4	2
Капвложения в ПС,тыс.руб	17062,4	8531,2
Суммарные капвложения,тыс.руб	102099,2	51049,6
Ежегод. Издержки на обслуживание и аморт. линий	0,028	0,028
Ежегод. Издержки на обсл и аморт ПС	0,094	0,094
Суммарное сопротивление схемы, Ом	7,8	15,6
Активная нагрузка узла, МВт	10	10
cos нагрузки	0,9	0,9
номинальное напряжение, кВ	110	110
Нагрузка узла, кА	0,0584	0,0584
Потери в максимальном режиме, МВт	0,079807104	0,159614208
Число часов максимальных потерь	2886	2886
Число часов в году	8760	8760
Удельная стоимость эл. энергии, тыс. руб/МВт*ч	1,2	1,2
Издержки,тыс.руб	675,843963	752,503925
Коэфф. Капвложений	0,12	0,12
Приведенные затраты,тыс.руб	16912,644	8870,90393
Удельный год ущерб от авар. Ограничений руб./МВт		374000
Степень ограничения потребителя		1
Поток отказов линии одноцепной		1,1
Среднее время восстановления линии		0,001
Поток отказов тр-ра		0,02
Среднее время восстановления тр-ра		0,02
Ущерб от недоотпуска,тыс.руб.		2730,2
Приведенные затраты с учетом недоотпуска,тыс.руб	16912,64396	11601,10393
Соотношение, о.е.	1,46	1

Сопоставление вариантов показывает, что по одной линии выгодней на 46 %, что является существенным, поэтому имеет смысл питать потребителей узла 15 по одноцепной схеме для всех вариантов развития сети.

1.5 Расчет экономических показателей схем развития сетевого района

Расчетные формулы :

· Для вычисления сопротивления параметров схемы замещения

R= R0* ; X = ; B=

· Капитальные вложения в линию:

· Потери мощности в максимальном режиме берутся из программы RASTR (суммарные потери указаны с учетом потерь в трансформаторах)

Расчет по каждому варианту развития сети заносим в таблицу

Сопротивление указано в расчете на одну линию

1.6 Технико-экономическое сравнение вариантов

Проведем подсчет приведенных затрат по вариантам с учетом капвложений в линию и подстанцию, причем капвложения в подстанцию отличаются числом устанавливаемых выключателей 110 кв.

Посчитаем приведенные затраты на ячейки выключателей 110 кВ.

Таблица 18 . Приведенные затраты на ячейки выключателей 110 кВ

Вариант	1	2	3	4
Число ячеек выключателей	27	31	32	27
Приведенное число	0	4	5	0
Приведенная стоимость тыс. руб	0	150	185	0

Стоимость одной ячейки составляет 35 тыс. руб.

Подсчитаем и сведем в таблицу затраты по каждому варианту развития сети.

Как показывают расчеты, наиболее выгодным является 1 вариант развития сети. Следующий за ним 2 вариант развития сети дороже на 25%. Именно эти варианты будут использованы для дальнейших расчетов режимов сети.

Литература

1.Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования. С.САнаничева, А.Л.Мызин, С.Н. Шелюг.

2.Ананичева С. С., Мызин А. Л. Схемы замещения и установившиеся режимы электрических сетей: Учеб. пособие. Екатеринбург: УрФУ, 2011.

3. Идельчик В. И. Электрические системы и сети: Учеб. для вуз. М.: Энергоатомиздат, 1989.

4. Электрические системы. Электрические сети / Под ред. Веникова В. А. М.: Высшая школа, 1971. Т. II.

Размещено на Allbest.ru