проектирование электрической сети промышленного района

руб/годРасчет ликвидационной стоимостиРасчет издержек без амортизационных отчисленийДисконтированных затратСебестоимость передачи электроэнергии по линиям СЛ и сети в целом СУдельные капитальные вложения вычисляются по выражениям: - на 1 кВт нагрузки линии- на 1 кВт нагрузки и на 1 км длины L линииСхема 2Таблица10-Таблицаданныхдля ВЛучастокп/ст1п/ст55-44-61-32-36-2Протяженностьтрассы,км36,32029,433,523,722,423,1F,мм2300300185150150120120K0j,тыс.руб.1280128012801280128012801280Рассчитаем стоимость ЛЭП Затраты на вырубку просеки и устройство лежневых дорогПункт 1 Технические показатели подстанции 110/10 кВ.Мощность – 32 МВА. Тип и количество трансформаторов: ТДН-16000/110/10, 2 шт. Главная схема электрических соединений: На стороне 110 кВ – 2 блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линии.Количество выключателей на стороне: ВН – КРУЭ 110 кВ, 2 ячейки с выключателями; НН – ЗРУ 10 кВ, 3 выключателя. Количество отходящих линий – 1 ВЛ 110 кВ.K1 = Kт + KоруВН + KзруНН + Knocm + KГВ = 2 ∙ 4100 + 11000 + 3 ∙ 160 + 7000 ++ 4 ∙ 7000 = 54,68млн.рубПункт 2 Технические показатели подстанции 110/10 кВ.Мощность – 32 МВА. Тип и количество трансформаторов: ТДН-16000/110/10, 2 шт.Главная схема электрических соединений: На стороне 110 кВ – 2 блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линии. Количество выключателей на стороне: ВН – КРУЭ 110 кВ, 2 ячейки с выключателями; НН – ЗРУ 10 кВ, 3 выключателя. Количество отходящих линий – 1 ВЛ 110 кВ.K2 = Кт + КоруВН + КзруНН + Кпост = 2 ∙ 5900 + 11000 + 3 ∙160 + 7000K2 = 30,28 млн.руб.Пункт 3 Технические показатели подстанции 110/10 кВ.Мощность – 20 МВА.Тип и количество трансформаторов: ТДН-10000/110/10, 2 шт. Главная схема электрических соединений: На стороне 110 кВ – 2 блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линии;Количество выключателей на стороне: ВН – КРУЭ 110 кВ, 2 ячейки с выключателями; НН – ЗРУ 10 кВ, 3 выключателя. Количество отходящих линий – 1 ВЛ 110 кВ.K3 = Кт + КоруВН + КзруНН + Кпост = 2 ∙ 4100 + 11000 + 3 ∙160 + 7000K3 = 26,68 млн.руб.Пункт 4 Технические показатели подстанции 110/10 кВ.Мощность – 20 МВА.Тип и количество трансформаторов: ТДН-10000/110/10, 2 шт. Главная схема электрических соединений: На стороне 110 кВ – 2 блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линии; Количество выключателей на стороне: ВН – КРУЭ 110 кВ, 2 ячейки с выключателями; НН – ЗРУ 10 кВ, 3 выключателя. Количество отходящих линий – 1 ВЛ 110 кВ.K4 = Кт + КоруВН + КзруНН + Кпост = 2 ∙ 4100 + 11000 + 3 ∙160 + 7000K4 = 26,68 млн.руб.Пункт 5 Технические показатели подстанции 110/10 кВ.Мощность – 20 МВА Тип и количество трансформаторов: ТДН-10000/110/10, 2 шт. Главная схема электрических соединений: На стороне 110 кВ – 2 блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линии;Количество выключателей на стороне: ВН – КРУЭ 110 кВ, 2 ячейки с выключателями; НН – ЗРУ 20 кВ, 3 выключателя. Количество отходящих линий – 1 ВЛ 110 кВ.K5 = Кт + КоруВН + КзруНН + Кпост = 2 ∙ 4100 + 11000 + 3 ∙160 + 7000K5 = 26,68 млн.руб.Пункт 6 Технические показатели подстанции 110/10 кВ.Мощность – 12,6 МВА Тип и количество трансформаторов: ТДН-6300/110/10, 2 шт. Главная схема электрических соединений: На стороне 110 кВ – 2 блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линии;Количество выключателей на стороне: ВН – КРУЭ 110 кВ, 2 ячейки с выключателями; НН – ЗРУ 10 кВ, 3 выключателя. Количество отходящих линий – 1 ВЛ 110 кВ.K6 = Кт + КоруВН + КзруНН + Кпост = 2 ∙ 3200 +11000 + 3 ∙160 + 7000K6 = 24,88 млн.руб.С учетом стоимости строительства ПС (с учетом затрат, сопутствующему строительству 21%) и затрат по отводу земельного участка под строительство ПС:KПсх2 = Расчет издержек Расчет потерь в трансформаторах∆Pт.1 = ∙ ∆Pк.1 ∙ (S1/Sном.тр.1)2 = ∙ 85 ∙ (30,04/16)2 = 153,7 кВт∆Pт.2 = ∙ ∆Pк.2 ∙ (S2/Sном.тр.2)2 = ∙ 85 ∙ (17,4/16)2 = 50,5 кВт∆Pт.3 = ∙ ∆Pк.3 ∙ (S3/Sном.тр.3)2 = ∙ 60 ∙ (17,64/10)2 = 93,4 кВт∆Pт.4 = ∙ ∆Pк.4 ∙ (S4/Sном.тр.4)2 = ∙ 60 ∙ (13,4/10)2 = 53,88 кВт∆Pт.5 = ∙ ∆Pк.5 ∙ (S5/Sном.тр.5)2 = ∙ 60 ∙ (12,5/10)2 = 46,85 кВт∆Pт.6 = ∙ ∆Pк.6 ∙ (S6/Sном.тр.6)2 = ∙ 44 ∙ (11,76,3)2 = 76,72 кВт1 = (0,124 + Тmax1 ∙ 10-4)2 ∙ 8400 = (0,124 + 5300 ∙ 10-4)2 ∙ 8400 = 3593 ч/год2 = (0,124 + Тmax2 ∙ 10-4)2 ∙ 8400 = (0,124 + 4200 ∙ 10-4)2 ∙ 8400 = 2486 ч/год3 = (0,124 + Тmax3 ∙ 10-4)2 ∙ 8400 = (0,124 + 5300 ∙ 10-4)2 ∙ 8400 = 3593 ч/год4 = (0,124 + Тmax4 ∙ 10-4)2 ∙ 8400 = (0,124 + 4300 ∙ 10-4)2 ∙ 8400 = 2578 ч/год5 = (0,124 + Тmax5 ∙ 10-4)2 ∙ 8400 = (0,124 + 5800 ∙ 10-4)2 ∙ 8400 = 4163 ч/год6 = (0,124 + Тmax6 ∙ 10-4)2 ∙ 8400 = (0,124 + 3600 ∙ 10-4)2 ∙ 8400 = 1967 ч/годРасчет нагрузочных потерь в линиях∆Pлп/ст1 = (/) ∙ R0 ∙ lп/ст1=(65,152/1152) ∙ 0,195 ∙ 36,3 = 227,1 кВт∆Pл54 = (/) ∙ R0 ∙ l54=(37,022/1152) ∙ 0,201 ∙ 29,4 = 61,2 кВт∆Pл46 = (/) ∙ R0 ∙ l46=(9,542/1152) ∙ 0,207∙33,5 = 47,72 кВт∆Pл23 = (/) ∙ R0 ∙ l23=(29,042/1152) ∙ 0,245 ∙ 22,4= 349,9 кВт∆Pл31 = (/) ∙ R0 ∙ l31=(27,332/1152) ∙ 0,207 ∙ 23,7= 277,07 кВт∆Pл26 = (/) ∙ R0 ∙ l26=(8,32/1152) ∙ 0,245 ∙ 23,1= 29,48 кВт∆Pлп/ст5 = (/) ∙ R0 ∙ lп/ст5=(59,112/1152) ∙ 0,195 ∙ 20= 103,1 кВтп/ст1 = (0,124 + Тmax ∙ 10-4)2 ∙ 8400 = (0,124 + 2392 ∙ 10-4)2 ∙ 8400 = 4732 ч/год54= (0,124 + Тmax ∙ 10-4)2 ∙ 8400 = (0,124 + 2090 ∙ 10-4)2 ∙ 8400 = 4570 ч/год46= (0,124 + Тmax ∙ 10-4)2 ∙ 8400 = (0,124 + 4752 ∙ 10-4)2 ∙ 8400 = 4962 ч/год23 = (0,124 + Тmax ∙ 10-4)2 ∙ 8400 = (0,124 + 4750∙ 10-4)2 ∙ 8400 = 4732 ч/год31= (0,124 + Тmax ∙ 10-4)2 ∙ 8400 = (0,124 + 4434 ∙ 10-4)2 ∙ 8400 = 4258 ч/год26= (0,124 + Тmax ∙ 10-4)2 ∙ 8400 = (0,124 + 4982 ∙ 10-4)2 ∙ 8400 = 4270 ч/годпст5 = (0,124 + Тmax ∙ 10-4)2 ∙ 8400 = (0,124 + 4982 ∙ 10-4)2 ∙ 8400 = 4270 ч/годРасчет потерь на корону в линиях∆Pк = () ∙ 0,08 = 15,1 кВт∆ = 8400 ∙ ( + ∆Pк) = 8400 ∙ [(19 + 19 + 14 + 14 + 14+ 11,5) ∙∙ 2) + 11,28] = 1673,952 ∙ 103 кВт ∙ чРасчет потерь в линии∆ = 227,1 ∙ 4732 + 61,2 ∙ 4962 + 47,72∙ 4570 + 349,9 ∙4962 + + 277,07 ∙ 4732 + 29,48 ∙ 4258 +103,1 ∙4270 = 5,2094 ∙ 106 кВт ∙ чРасчет потерь в трансформаторах∆= 153,7 ∙ 3593 + 50,5 ∙2486 + 93,4 ∙3593 + 53,88 ∙2578 +46,85 ∙ 4163 + 76,72 ∙ 1967 = 1,498∙ 106 кВт ∙ чмлн.руб/годРасчет ликвидационной стоимостиРасчет издержек без амортизационных отчисленийДисконтированных затратСебестоимость передачи электроэнергии по линиям СЛ и сети в целом СУдельные капитальные вложения вычисляются по выражениям: - на 1 кВт нагрузки линии- на 1 кВт нагрузки и на 1 км длины L линииТаблица 11- экономические показателиПоказательСхема 1Схема 2, млн.руб1142,192510,42,млн. руб882,112317,43, млн руб260,07192,99Ипот∑, млнруб20,2629,49, млн руб86,16196,98, млн руб280,52540,67, млн руб14,7776,41, 1061581,52256,49, р/кВт*ч0,110,311С, р/кВт*ч0,1280,336, р/кВт948,362491,44, р/кВт112,602177,49Как видно из таблицы, 1 схема более выгодна с экономической точки зрения.9. Расчет установившегося режимаРисунок 6 - Схема замещения наиболее экономически выгодного вариантаТаблица 12 - Параметры ВЛЭП№F, мм2L, кмR0, Ом/кмХ0, Ом/кмR, ОмX, Омb0*10-4, м/кмQc, МВарп/ст115017,20,4220,4443,643,830,025470,531п/ст512016,60,3010,4342,503,60,026110,5241-37012,80,4220,4442,692,830,025470,3931-2707,70,4220,4441,621,70,025470,2362-37015,30,4220,4443,233,40,025470,4724-57014,70,4220,4443,103,260,025470,4531-57013,80,4220,4442,913,060,025470,4254-67012,20,4220,4442,582,720,025470,378Для двухцепной линииДля одноцепной линииТаблица 13 - Параметры трансформаторов№ S, кВА12х1600010.585190,71124,3886,722х1000010.560140,7707,9513932х1000010.560140,7707,9513942х1600010.585190,71124,3886,752х1000010.560140,7707,9513962х1000010.560140,7707,95139Так как все трансформаторы работают параллельноРассчитаем режим максимальных нагрузок = МВА МВА МВА МВА МВА МВАПотери мощности в трансформаторахМощность трансформатора 1 с учетом потерь+ Мощность трансформатора 2 с учетом потерь + Мощность трансформатора 3 с учетом потерь+Мощность трансформатора 4 с учетом потерь+Мощность трансформатора 5 с учетом потерь+Мощность трансформатора 6 с учетом потерь+Потери мощности в линии 1-3Потери мощности в линии 3-2Потери мощности в линии 2-1Потери мощности в линии 5-6Потери мощности в линии 4-6Потери мощности в линии 4-5Мощность в конце линии 32Мощность в начале линии 32Мощность в конце линии 13Мощность в начале линии 13Мощность в конце линии 12Мощность в начале линии 12Мощность в конце линии 64Мощность в начале линии 64Мощность в конце линии 56Мощность в начале линии 56Мощность в конце линии 45Мощность в начале линии 45Мощность ПСТ1 с учетом потерьМощность в конце линии ПСТ1Потери мощности в линии ПСТ1Мощность в начале линии ПСТ1Мощность линии ПСТ1Мощность ПСТ5 с учетом потерь+Мощность в конце линии ПСТ5Потери мощности в линии ПСТ5Мощность в начале линии ПСТ5Мощность линии ПСТ5Мощность схемыРасчет потери напряженияK1= , - коэффициент трансформацииНапряжение на подстанцииUПСТ = 121 кВПотеря напряжения в линии ПСТ1Напряжение в конце линииUлПСТ1= UПСТ – UлПСТ1= 121-2,35 = 118,65 кВПотеря напряжения в трансформаторе 1Напряжение на ВНUВ1Т = UлПСТ2 - U2Т = 118,5 – 7,29 = 111,21 кВНапряжение на ННUН1Т = UВ1Т K1 = 111,21* = 10,64 кВПотеря напряжения в линии 13Напряжение в конце линииUл13= UлПСТ1 – Uл13= 118,65 – 0,82 = 117,83 кВПотеря напряжения в трансформаторе 3Напряжение на ВНUВ3Т = Uл13 - U3Т = 117,83– 6,34 = 111,49 кВНапряжение на ННUН3Т = UВ3Т K1 = 111,49* = 10,66 кВПотеря напряжения в линии 32Напряжение в конце линииUл32= Uл13 – Uл32= 117,83 – 0,4 = 117,43 кВПотеря напряжения в трансформаторе 2Напряжение на ВН11,UВ2Т = Uл23 - U2Т = 117,43 – 6,36 = 111,07 кВНапряжение на ННUН2Т = UВ2Т K1 = 111,07* = 10,62 кВПотеря напряжения в линии ПСТ5Напряжение в конце линииUлПСТ5= UПСТ – UлПСТ5= 121-0,99 = 120,01кВПотеря напряжения в трансформаторе 5Напряжение на ВНUВ5Т = UлПСТ5 - U5Т = 120,01 – 4,61 = 115,4 кВНапряжение на ННUН5Т = UВ5Т K1 = 115,4* = 11,03кВПотеря напряжения в линии 56Напряжение в конце линииUл56= Uл1 – Uл15= 119,81 – 0,21 = 119,60кВПотеря напряжения в трансформаторе 5Напряжение на ВНUВ5Т = Uл15 - U5Т = 119,6 – 3,88 = 115,72кВНапряжение на ННUН5Т = UВ5Т K1 = 115,72* = 11,06кВПотеря напряжения в линии 56Напряжение в конце линииUл56= Uл5 – Uл56= 119,24 – 0,33 = 118,91кВПотеря напряжения в трансформаторе 6Напряжение на ВНUВ6Т = Uл56 - U6Т = 118,91 – 5,05 = 113,86кВНапряжение на ННUН6Т = UВ6Т K1 = 113,86* = 10,89кВВыбор средств регулирования напряжения для максимальной нагрузки Все выбранные трансформаторы оснащены средством регулирования РПН с характеристикой ± 9 x1,78 %. В послеаварийном режиме на шинах 10кВ необходимо обеспечить уровень напряжения входящий в диапазон 1,05UHUжел 1,1 UН . Следовательно, напряжение должно находиться в диапазоне 10,5 кВUжел 11 кВ.Отпайки будем выбирать, используя формулуПосле выбора отпайки пересчитываем напряжениеЗначения выбранных отпаек и скорректированные напряжения занесем в таблицу 14.Таблица14-Результатывыбораотпаекдля максимальнойнагрузкиПункты123456UФАКТ,кВ11,1910,7910,8510,9211,0610,89N-2----2-UСКОР,кВ10,7910,7910,8510,9210,6710,89РассчитаемрежимминимальнойнагрузокS1 (1 – Kорг1) = P1 + j Q1 = S2 (1 – Kорг2) = P2 + j Q1 = S3 (1 – Kорг3) = P3 + j Q1 = S4 (1 – Kорг4) = P4 + j Q1 = S5 (1 – Kорг5) = P5 + j Q1 = S6 (1 – Kорг6) = P6 + j Q1 = Потери мощности в трансформаторахМощность трансформатора 1 с учетом потерь+ Мощность трансформатора 2 с учетом потерь + Мощность трансформатора 3 с учетом потерь+Мощность трансформатора 4 с учетом потерь+Мощность трансформатора 5 с учетом потерь+Мощность трансформатора 6 с учетом потерь+Потери мощности в линии 1-3Потери мощности в линии 3-2Потери мощности в линии 2-1Потери мощности в линии 5-6Потери мощности в линии 4-6Потери мощности в линии 4-5Мощность в конце линии 32Мощность в начале линии 32 Мощность в конце линии 13Мощность в начале линии 13Мощность в конце линии 12Мощность в начале линии 12Мощность в конце линии 64Мощность в начале линии 64Мощность в конце линии 56Мощность в начале линии 56Мощность в конце линии 45Мощность в начале линии 45Мощность ПСТ1 с учетом потерьМощность в конце линии ПСТ1Потери мощности в линии ПСТ1Мощность в начале линии ПСТ1Мощность линии ПСТ1Мощность ПСТ5 с учетом потерь+Мощность в конце линии ПСТ5Потери мощности в линии ПСТ5Мощность в начале линии ПСТ5Мощность линии ПСТ5Мощность схемыСписок используемой литературыСправочник по проектированию электрических сетей / под редакцией Д. Л. Файбисовича, 4-е изд., перераб. и доп. – М.: ЭНАС, 2012.-376с.Рекомендации по применению типовых принципиальных электрических схем распределительных устройств подстанций 35-750 кВ. (СТО 56947007- 29.240.30.047-2010). Утверждён и введён в действие: приказом ОАО «ФСК ЕЭС» от 16.06.2010 №421.Электрооборудование питающих сетей промышленного района: учебное пособие / Е. Н. Рыжкова, С. А. Цырук, А. Н. Австрийская М.: Издательство МЭИ, 2018.-58с.Идельчик В.И. Электрические системы и сети: Учебник для вузов. - М.: Энергоатомиздат.- 1989.