Дипломная (вкр): Энергетическая сеть района

II вариант - радиальное подключение ПС8 к подстанции ПС7 (рисунок 1.4). Требуется устройство двух ВЛ 7-8 длиной по 22 км. Подстанция ПС8 вводится по тупиковой схеме «два блока линия - трансформатор с выключателями и неавтоматической перемычкой» .

Сечение проводов ВЛ 7-8 выбираем по экономическим интервалам мощности. По каждой из линий ВЛ 7-8 проходят мощность Р8/2 = 10 МВт. Для двухцепных линий 110 кВ на железобетонных опорах в III районе по толщине стенки гололеда выбираем провода АС-120.

Схема ПС8 - тупиковая, на ПС7 требуется выключатель на цепях линии.

Таблица 1.2.2 - Конфигурация сети

III вариант - подключение ПС8 в рассечку по одной линии в узле 9 к ВЛ 1-6. Другая линия ВЛ 1-8 будет расположения вдоль лини ВЛ 1-6 до центра питания ЭС. Таким образом мы укрепили существующую сеть с дополнительными ВЛ 1-8 и ВЛ 8-9.

Требуется строительство двух ВЛ 110 кВ от ПС8 до центра питания с длиной 40,7 км и от ПС8 до ВЛ 1-6 с длиною 5,7 км сечения провода АС-240.

Схема ПС8 - тупиковая, на ПС1 требуется ввод одной ячейки 110 кВ.

М 1:300000

Рисунок 1.3 - I вариант подключения ПС 8

Рисунок 1.4 - II Вариант подключения ПС 8

М 1:300000

Рисунок 1.5 - III Вариант подключения ПС 8

Таблица 1.2.3 - Конфигурация сети

В качестве наиболее тяжелых послеаварийных режимов для I варианта рассмотрены отключения ВЛ 1-2 и ВЛ 1-8.Послеаварийные режимы проходят заметно тяжелее. Наибольшее снижение напряжения наблюдается при отключении ВЛ 1-8 на ПС2 - U2А = 78,72 кВ. Отключение напряжения на i-й подстанции находим по формуле

                                                                      (1.6)

Для данного случая

По результатам анализа расчетов режимов I варианта можно сделать вывод, что I вариант - технически нереализуем.

Послеаварийные режимы в II варианте, отключения ВЛ 1-и ВЛ 7-8 проходят существенно легче, чем в I и II вариантах. II вариант - технически реализуем.

В качестве наиболее тяжелых послеаварийных режимов для III варианта рассмотрены отключения ВЛ 1-2 и линии ВЛ 1-9, ВЛ 1-8. Перегруженных линий нет. Наибольшее снижение напряжения наблюдается при отключении ВЛ 1-2 на ПС2 - U2А = 94,06 кВ. Отключение напряжения на i-й подстанции находим по формуле (1.6).

Для данного случая

Отключение напряжения не превышает диапазон регулирования устройства РПН, ±16 %. С учетом того, что в послеаварийном режиме допускается дополнительное снижение напряжения у потребителей на 5 % (±10 %), можно говорить, что отключение напряжения близко к предельно допустимому. Для более точной оценки технической реализуемости варианта требуется выполнить расчета по регулированию напряжения с учетом потери напряжения в трансформаторах. Перегруженных линий в послеаварийных режимах третьего варианта нет.

Послеаварийные режимы в III варианте, отключения ВЛ 1-2 и ВЛ 1-9, ВЛ 1-8, проходят существенно легче, чем в I и II вариантах. III вариант - технически реализуем.

1.3 Технико-экономическое сравнение вариантов

Обоснование решений (рекомендаций) при проектировании электрических сетей осуществляется на основе технико-экономического сопоставления вариантов схем и параметров сети путем оценки их сравнительной эффективности [2]. Обоснование решений производится по минимуму затрат при условии, что сравниваемые варианты обеспечивают одинаковый (или требуемый) энергетический эффект.

З = К + Иt / Е,∙                                                                               (1.7)

где З - дисконтные затраты ; К - капитальные вложения в строительство сети; Ен - нормативный коэффициент эффективности капиталовложений, Ен=0,12; И - ежегодные издержки производства;

При проведении технико-экономического сравнения сделано допущение, что стоимость оборудования, строительно-монтажных работ и эксплуатации изменились пропорционально по сравнению с приведенными в справочной литературе [4].

1.3.1 Капитальные вложения

Капитальные вложения в строительство подстанций и линий определены по укрупненным показателям элементов [4].

Расчет капитальных вложений приведен в табл. 1.6. Учтены затраты на элементы сети отличающиеся в разных вариантах по типу либо по количественным показателям.

1.3.2 Годовые издержки на эксплуатацию

Издержки на эксплуатацию (И) имеют две части: состовляющую пропорциональную капиталовлажениям (Ик) и затраты на возмещение потерь электроэнергии (И∆w). Составляющая Ик является отчислениями на амортизацию, ремонт и обслуживание оборудования

.                                                                                      (1.8)

Нормативные коэффициенты отчислений [4] составляют для ВЛ 35 кВ и выше на железобетонных опорах Рвл = 2,8%, для подстанций 35 и 110 кВ Рпс = 9,4%. Расчет Ик для рассматриваемых вариантов будет приведен в итоговой таблице технико-экономического сравнения.

Определим составляющую И∆w. Она зависит от годовых потерь электроэнергии в сети (∆w) и удельных затрат на возмещение потерь электрической энергии в сетях (Сэ):

И∆w = ∆W·Сэ .                                                                              (1.9)

Таблица 1.6 - Расчет капитальных вложений

Для европейской части СНГ, при Тнб = 4500 час и коэффициенте попадания в максимум энергосистемы Кн = 0,9 найдем по графику [4, рис. 8.1] Сэ = f (τ/кM). Время максимальных потерь [5]

 ,                                                                    (1.10)

 час.

Определяем для τ/км = 2886 / 0,9 = 3207 час

Сэ = 2,4 ком / кВт·час = 0,024 тыс.грн / МВт·ч

Потери электроэнергии найдем через время наибольших потерь [5]:

∆W = ∆Pнб · τ ,                                                                             (1.11)

где ∆Рнб - потери мощности в сети в режиме наибольших нагрузок.

Для рассматриваемых вариантов

∆Р2нб = 7,57МВт (П1.2);

∆Р3нб = 7,03 МВт (П1.3).

Потери электроэнергии за год составят (1.12):

∆W2 = 7,57 ·2886 = 21847 МВт·ч;

∆W3 = 7,03 · 2886 = 20288 МВт·ч.

Издержки на возмещение потерь электроэнергии (1.10)

И∆wII = 21847 ·0,024 = 524 тыс.грн;

И∆wIII = 20288 ·0,024 = 487 тыс.грн.

.3.3 Итоги сравнения вариантов

Расчеты по формулам (1.8), (1.9) выполнены в таблице 1.7.

Более низкие издержки на эксплуатацию в III варианте не окупают большие затраты на строительство. Во II варианте приведенные затраты ниже.

Для дальнейшего рассмотрения выбираем II вариант развития сети, как оптимальный.

Таблица 1.7 - Итоговая таблица сравнения вариантов, тыс. грн.