Существующая схема и перспективные нагрузки энергорайона

     Параметры новых линий определяются по формулам (1.16) - (1.18).

     ЛЭП Ш50-ПС Заводская:            ЛЭП ПС Заводская – Ш30:

     r_л = 0,12 · 28,8 = 3,5 Oм;   r_л = 0,12 · 36,3 = 4,4 Oм;

     х_л = 0,405 · 28,8 = 11,2 Ом;   х_л = 0,405 · 36,3 = 14,7 Ом;

     b_л = 2,81 · 28,8 = 80,9 мкСм.   b_л = 2,81 · 36,3 = 102 мкСм.

     Для обеспечения средствами автоматики восстановления питания потребителей в послеаварийной ситуации без вмешательства  персонала выбираем для ОРУ 110 кВ подстанции Заводская схему мостика с выключателем в перемычке и выключателями в цепях трансформаторов. В ЗРУ 10 кВ применена одиночная секционированная выключателем система шин.

     Схема второго варианта развития электрической  сети имеет вид, представленный на рисунке 1.4.

     Далее произведём расчёт максимального режима сети на ЭВМ.

     Расчетная схема второго варианта в незначительной части отличается от схемы первого  варианта, поэтому для расчета  режима используются ранее подготовленные массивы об узлах и ветвях с  коррекцией части данных. При этом в данных об узлах не изменяется информация по узлам, следовательно, таблица с информацией об узлах будет такая же, как и в первом варианте.

 

     

     Рис.1.3. Фрагмент карты-схемы второго варианта развития электрической сети

     

     Рис.1.4. Фрагмент схемы второго варианта развития электрической сети

     В данных по ветвям параметры связи  ПС Ш50 – ПС Заводская изменятся (одноцепная линия вместо двухцепной) и появится связь ПС Заводская – ПС Ш30. Остальные ветви останутся без изменений.

     По  скорректированным указанным образом исходным данным выполняется расчет нормального максимального режима второго варианта развития сети.

     Из  результатов расчёта видно, что  расчётные значения токов, протекающих  по новым линиям электропередач равны:

     для ЛЭП Ш50-ПС Заводская: I_р = 59 А;

     для ЛЭП ПС Заводская – Ш30: I_р = 26 А.

     Данные  значения попадают в экономические  интервалы токовых нагрузок для  выбранных сечений проводов.

     Далее произведём проверку сечений проводов по допустимой токовой нагрузке по нагреву.

     Для проверки проводов по условию нагрева необходимо произвести расчёт послеаварийного режима.

     Наибольшую  опасность для новых линий  представляет отключение связи Ш50-Ш30, так как в этом случае новые линии будут загружены максимально.

     Произведём  расчёт послеаварийного режима, для  чего в массиве исходных данных по ветвям максимального режима отключим ЛЭП Ш50-Ш30. Данные предоставлены ПО ОАО «МРСК - Юга» - «Ростовэнерго» ЗЭС.

     Из  результатов расчёта видно, что  расчётные значения токов, протекающих  по новым линиям электропередач равны:

     для ЛЭП Ш50-ПС Заводская: I_р= 405 А;

     для ЛЭП ПС Заводская – Ш30: I_р = 322 А.

     Для провода АС-240 допустимый длительный ток I_доп = 610А.

     Как видно, I_доп > I_р, т.е. данные провода проходят по условию нагрева.

     Проверка  по условиям короны не производится, т. к. экономические токовые интервалы подсчитаны для сечений, равных или больших минимально допустимых по условиям короны.

     Анализ  результатов расчётов максимального  и послеаварийного режимов показал, что уровни напряжений в узлах, значения потоков мощностей и токов в ветвях, величина потерь мощности позволяют сделать предварительное заключение о работоспособности намеченного второго варианта развития электрической сети.электрическподстанция сеть

     2.4.1.1. Определение приведенных народнохозяйственных затрат

     Определяем  капитальные вложения по второму варианту, при этом одни и те же элементы сети, повторяющиеся во всех вариантах, не учитываются.

     Зная  параметры линий, питающих подстанцию Заводская, при стоимости одного километра линии марки АС-240 с железобетонными опорами номинальным напряжением 110 кВ 951,3 тыс.руб/км, определим капитальные затраты на сооружение ЛЭП.

     К_л = 951,3 · ( 28,8 +36,3) = 61 929,63 тыс. руб.

     Затраты на сооружение подстанции определяются по (1.3).

     Так как выбранные трансформаторы, схемы  ОРУ 110 кВ и ЗРУ 10 кВ и постоянная часть затрат одинаковы во всех трёх вариантах, то затраты на сооружение подстанции не учитываем.

     Суммарные капитальные затраты по (1.1) составят:

     К = 61 929,63 тыс. руб.

     Далее произведем оценку ежегодных эксплуатационных издержек на амортизацию и затрат на возникновение потерь по (1.4):

     И' = (2,4 + 0,4) · 61 929,63/100 = 1734,03 тыс. руб.

     Для вычисления ежегодных затрат на возмещение потерь активной мощности и электроэнергии необходимо знать потери активной мощности в сети.

     Суммарные переменные потери активной мощности берем из распечатки как сумма «Потери в ЛЭП» и «Потери в трансформаторах»:

     ΣΔР_макс = 13,7+1,56 = 15,26 МВт.

     Продолжительность использования наибольшей нагрузки T_hб =5200ч.

     τ = (0,124 + 5200/10000)² · 8760 = 3633 ч.

     Переменные потери электрической энергии, зависящие от нагрузки, определяются по (1.6):

     ΔЭ' = 3633 · 15,26 · 10³ = 55 439,58 10³ кВт·ч.

     Определяем  величину постоянных потерь электроэнергии по (1.8):

     ΔЭ" = 8760 · 1,21 · 10³ = 10 599,6 · 10³ кВтч.

     Вычислим  ежегодные затраты на возмещение потерь активной мощности и энергии по (1.5).

     З_э' и З_э" определяем по рис.8.1 [2]:

 

      З_э' = 134 коп/кВт·ч;

     З_э' = 110 коп/кВт·ч.

     З_пот = 134·55 439,58·10³+110·10 599,6·10³ = 85 948,6 тыс.руб.

     Вычислим  суммарные эксплуатационные издержки по сети по (1.9)

     И = 1734,03 + 85 948,6 = 87 682,63 тыс.руб.

     По (1.10) определяем приведенные народнохозяйственные затраты по второму варианту:

     З = 0,12·61 929,63 + 87 682,63 = 95 114,19 тыс. руб.

     2.5. Выбор наилучшего варианта развития электрической сети

     Результаты  технико-экономического сравнения  вариантов сведены в таблице 1.5.

     Как следует из табл. 1.5, более выгодным является первый вариант, так как 3I < ЗII < ЗIII, следовательно, выбираем первый вариант развития сети, для которого выполняются дальнейшие расчёты.

     Таблица 1.5 - Результаты технико-экономических  расчетов

 

Список  использованной литературы и источников

1.  Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. Электрическая часть электростанций и подстанций. «Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования - М.: Энергоатомиздат. 1989.

2.  Справочник по проектированию электроэнергетических систем. / Под ред. С. С. Рокотяна, И. М. Шапиро. М.: Энергоатомиздат, 1985. -332 с

3.  Идельчик В. И. Электрические системы и сети: Учебник для вузов,– М.: Энергоатомиздат, 1989.

4. Методические указания к организационно-экономической части дипломных проектов. / Составители.: В. И. Свешников, Н. А. Пономарёва/ Юж.-Рос. гос.техн. ун-т, Новочеркасск: ЮРГТУ, 2005,35-с.

5. Данные  расчетов  максимального и послеаварийного режимов первого и второго варианта развития сети ПО ОАО «МРСК - Юга» - «Ростовэнерго» ЗЭС.