Просмтор этого файла доступен только зарегистрированным пользователям. Но у нас супер быстрая регистрация: достаточно только электронной почты!

Текст из файла (страница 6)

5.4 Выбор схем распределительных устройств

Различные схемы распределительных устройств (РУ) были намечены ещё в той части курсового проекта, где считалось суммарное количество выключателей в каждой схеме.

Для разомкнутых сетей по способу подключения подстанции могут быть либо тупиковыми, либо отпаечными.

В замкнутых сетях по способу присоединения подстанции – проходные либо транзитные.

Главная схема электрических соединений подстанций зависит от следующих факторов: типа подстанции, числа и мощности установленных силовых трансформаторов, категорийности потребителей электрической энергии по надежности электроснабжения, уровней напряжения, количества питающих линий и отходящих присоединений, величин токов короткого замыкания, экономичности, гибкости и удобства в эксплуатации, безопасности обслуживания

Если к подстанции подходят две линии напряжением до 110 кВ включительно, применяется схема “мостик”, для промышленных подстанций– с выключателями в цепях трансформаторов. На напряжение 220 кВ и выше, с мощностью подключаемых трансформаторов 63 МВА и выше применяется схема “четырёхугольник”; до 40 МВА – “мостик”.

Занесём данные о выбранных схемах подстанций в таблицу 11.

Таблица 12 – Схемы распределительных устройств

ПС	Схема 2	Схема 6	Схема 7	Схема 10
А	Мостик	Мостик	Мостик	Мостик
Б	Мостик	Мостик	Мостик	Мостик
В	Мостик	Мостик	Мостик	Мостик
Г	Мостик	Четырехугольник	Четырехугольник	Четырехугольник
Д	Мостик	Четырехугольник	Мостик	Четырехугольник
Е	Четырехугольник	Четырехугольник	Четырехугольник	Четырехугольник
Ж	Четырехугольник	Четырехугольник	Четырехугольник	Четырехугольник

В схеме №7 ПС А замкнута в кольцо с напряжением 220 кВ, что недопустимо, т. к. является технически не осуществимым (невозможно будет выбрать трансформатор мощностью 16 МВА на такое номинальное напряжение). Завышение мощности трансформатора до 40 МВА приведет к низкой загрузке трансформатора (k_з=0,23), а следовательно и к увеличению потерь мощности. В схеме №10 ПС В также объединена в кольцо с подстанцией Д линией 220 кВ, но трансформатор на ПС В принят мощностью 25 МВА. В данном случае завышение мощность трансформатора до 40 МВА также не допустимо (k_з=0,39).

Приняв во внимание вышеизложенные выводы, для дальнейшего технико-экономического рассмотрения оставим схемы №2 и 6.

6. Технико-экономическое сравнение двух вариантов

6.1 Общие сведения

При технико-экономическом сравнении вариантов производится оценка экономической эффективности каждого из них. При этом к показателям, по которым варианты могут быть оценены, относят:

1. Статические. К ним относятся: простая норма прибыли и простой срок окупаемости.

2. Динамические. Эта группа включает такие показатели, как: чисто дисконтированный доход (ЧДД), внутренняя норма доходности, дисконтированный срок окупаемости, удельные дисконтированные затраты, эквивалентные годовые расходы (приведённые затраты), дисконтированные затраты.

В данном курсовом проекте оценка экономичности вариантов производится по эквивалентным годовым расходам, которые определяются по формуле:

, (27)

где Е – норматив дисконтирования, меняющийся в зависимости от ставки рефинансирования ЦБ; принимается равным 0,1;

К – капитальные вложения в рассматриваемый объект за год;

И – суммарные эксплуатационные издержки.

Капитальные вложения – это вложения, необходимые для сооружения электрических сетей, электрических станций и энергообъектов. Они определяются, как:

К = К_ВЛ+К_ПС, (28)

где К_ВЛ – капитальные вложения на сооружение воздушных линий. Сюда входят затраты на изыскательские работы, подготовку трасы, затраты на приобретение опор, проводов, линейной арматуры, заземлителей, их транспортировку и монтаж;

К_ПС – капиталовложения на сооружения подстанций. Их будем определять по укрупнённым стоимостным показателям в /11/, как:

К_ПС= К_ТР+ К_РУ+ К_ПОСТ+ К_КУ, (29)

где К_ТР – рыночная стоимость трансформаторов;

К_РУ– суммарная стоимость ячеек ОРУ на рассматриваемой ПС;

К_ПОСТ – постоянная часть затрат, включающие стоимость средств пожарной безопасности, контура заземления и т.п.;

К_КУ – стоимость принятых к установке БСК.

Для технико-экономического сравнения вариантов эксплуатационные издержки учитываются как процент отчислений от укрупнённых капитальных вложений. Все значения базовых показателей стоимости взяты из укрупненных стоимостных показателей электрических сетей /11 /.

Эксплуатационные издержки включают в себя затраты, связанные с передачей и распределением электроэнергии по сетям, необходимые для эксплуатации энергетического оборудования и электрических сетей в течение одного года.

В эксплуатационные издержки входят:

1. Суммарные затраты электросетевых хозяйств на ремонтно-эксплуатационное обслуживание сетей:

И_РЭО=_РЭО·К, (30)

где _РЭО – нормы на обслуживание и ремонт ВЛ, ПС.

1. Отчисления на амортизацию, включающие отчисления на реновацию и капитальные ремонты

, (31)

где К – капиталовложения в ВЛ и ПС;

Т_сл – срок службы ВЛ и ПС.

1. Стоимость потерь электроэнергии:

, (32)

где ΔW – потери электроэнергии в ВЛ, трансформаторах и компенсирующих устройствах;

– удельная стоимость потерь электроэнергии; в текущем году равен 60 .

Одинаковые элементы в схемах можно не сравнивать. Таким образом технико-экономическому сравнению

Покажем нахождение потерь на примере участка ТЭС-Г-Д-ТЭС в схеме 6.

6.2 Определение потерь электроэнергии и их оценка

Определение потерь электроэнергии на обозначенном участке необходимо начинать с подготовки всех необходимых данных по нему.

С учётом полученных сведений о линиях для нахождения потоков мощностей, проходящих по ним, будем пользоваться сопротивлением линий. Находить потери будем по эффективной и нескомпенсированной мощностям, т.е. по

Тогда мощности выделенных участков в зимний период будут определяться, как:

(33)

В летний период потоки мощностей находятся аналогично зимним, но с учетом летних эффективных мощностей.

Потери мощности в трансформаторах на подстанциях, входящих в участок ГЭС–Г–Д–ГЭС определим по формуле:

где Т_З(Л) – число часов в зимний (летний) период времени (см. п.1.3);

Т_Г – число часов в году;

R_тр – активное сопротивление трансформаторов;

ΔР_ХХ – потери холостого хода в трансформаторах.

Потери мощности на участках, образующих кольцо:

(34)

Теперь, получив потери в интересующем нас участке, и подставив их значения в формулу (32) можем найти потери в данном кольце.

Таким же образом производится расчёт для каждой схемы до тех пор, пока не будут определены суммарные эксплуатационные издержки и суммарные капиталовложения в проектируемые сети. Результаты расчётов по каждой схеме занесём в таблицу 13.

Таблица 13 – Сравнение двух вариантов по экономическим показателям

Показатель	Схема 2	Схема 6
Капиталовложения в подстанции, млн. руб.	295,8	491,6
Капиталовложения в линии, млн. руб.	477,4	781,8
Суммарные капиталовложения, млн. руб.	773,2	1273
Стоимость потерь электроэнергии, млн. руб.	14,18	10,06
Эксплуатационные издержки, млн. руб.	18,31	30,34
Издержки на амортизацию, млн. руб.	38,66	63,67
Суммарные издержки, млн. руб.	71,15	104,07
Затраты, млн. руб.	148,46	231,4
Себестоимость,	3,01	6,21

Разница в затратах между схемами более 5%.

Из расчета видно, что схема 2 имеет преимущество по всем показателям. Эта схема проще в управлении, хотя и имеет большую стоимость потерь электроэнергии. Примем эту схему для расчета режимов.

В данном разделе был осуществлен расчет и сравнение экономических показателей двух вариантов схем, были определены приведенные затраты, капиталовложения и стоимость потерь электроэнергии. Сравнивая рассчитанные показатели двух схем, была выбрана наиболее экономичная. Расчет экономических показателей схем в программе MathCAD 11 приведен в приложении Д.

7. Расчёт установившихся режимов

7.1 Общие сведения

В каждой энергосистеме в той или иной степени происходит постоянное непрерывное изменение её параметров (частоты f, напряжения U, тока I, мощностей P и Q, углов сдвига между напряжениями в разных точках линии и т.п.). Различное сочетание этих, влияющих друг на друга параметров в каждый момент времени называется режимом энергосистемы.

К режимам, которые наиболее полно описывают картину происходящих в выбранном варианте процессов, относятся:

1. максимальный зимний режим; расчёт в данном режиме производится по максимальной активной и нескомпенсированной в зимний период реактивной мощностям;

2. режим летнего минимума, где за основу берутся те же величины, что и в пункте 1, но рассчитанные для летнего режима;

3. послеаварийный режим, который рассчитывается при обрыве наиболее загруженных участков сети. Начальными данными в этом режиме будут те же значения мощностей, что и в п.1

Данные по выбранным трансформаторам и сечениям ВЛ, необходимые для дальнейшего расчёта, сведём в таблицы 14 и 15.

Таблица 14 – Исходные данные о трансформаторах на подстанциях

Таблица 15 – Исходные данные по воздушным линиям

Участок	Сведения о линиях
	RВЛ, Ом	XВЛ, Ом	Вij, мкСм	QCi, Мвар
УРП-Б	1,62	9,07	233,3	5,56
УРП-А	7,34	24,79	172	1,04
УРП-Е	3,67	12,39	86	0,52
Б-Г	7,78	26,24	182	1,1
Б-Д	2,9	9,79	272	1,64
Г-В	5,38	9,22	56,2	0,34
В-Д	2,59	8,75	60,7	0,37
А-Е	13,54	28,73	185	1,12

Из всех перечисленных выше режимов алгоритм расчёта приведём лишь для режима максимальной зимней нагрузки. Данный режим будет просчитан при помощи программы Mathcad. Расчёты приведём в приложении Е.

Характеристики

Список файлов курсовой работы