Проектирование районной электрической сети
Контрольная работа - Физика
Другие контрольные работы по предмету Физика
о отключения одного из них, но не более 6 часов в сутки в течении пяти суток подряд при условии, что коэффициент начальной его загрузки был меньше или равен 0,93.
С учётом допустимых перегрузок мощность каждого трансформатора из двух рассматриваемых:
тр ? Sм/1,4,
где Sм - максимальная мощность нагрузки подстанции.
Для потребителей III категории допускается устанавливать один трансформатор, мощностью:
Sт Sн.
При наличии централизованного резерва допускается питание потребителей II категории от одного трансформатора.
Выбор трансформаторов производим по табл. II.4 [1]. Результаты выбора количества и мощностей трансформаторов на подстанциях представлен в таблице 4.1..
Таблица 4.1. Количество и мощность трансформаторов на подстанциях.
№ узла нагрузкиМаксимальная нагрузка подстанции Sм/1,4, МВАКатегории потребителей электроэнергииКоличество трансформаторовТип трансформаторовНоминальная мощность трансформаторов Sном, МВА17,2II2ТДН-10000/11010210,43I2ТДН-10000/11010314,44I2ТДН-16000/11016417,65II2ТРДН-25000/1102558,02I2ТДН-10000/1101066,42I2ТМН-6300/1106,3
Основные параметры выбранных трансформаторов представлены в таблице 4.2.
Таблица 4.2. Основные параметры выбранных трансформаторов.
ТипSном, МВАПределы регулированияUном обмоток, кВUк, %Rт, ОмХт, ОмDРх, кВтDРк, кВтIх, %ВНННТДН-10000/11010 9х1,7856,610,57,9513914600,7ТДН-16000/11016 9х1,7856,510,54,3886,719850,7ТРДН-25000/11025 9х1,7856,410,52,5455,9271200,7ТМН-6300/1106,3 9х1,7856,610,514,7220,411,5440,8
5. Разработка однолинейной схемы электрической сети
При выборе схемы подстанции следует учитывать число присоединений (линий и трансформаторов), требования надежности электроснабжения потребителей и обеспечения пропуска через подстанцию перетоков мощности по межсистемным и магистральным линиям, возможности перспективного развития. Схемы подстанций должны быть составлены таким образом, чтобы была возможность их постепенного расширения и соблюдения требований необходимой релейной защиты и автоматики. Число и вид коммутационных аппаратов выбираются так, чтобы обеспечивалась возможность проведения поочередного ремонта отдельных элементов подстанций без отключения соседних присоединений.
Одновременно следует стремиться к максимальному упрощению схемы подстанции. Значительную долю в стоимости подстанции составляет стоимость выключателей. Поэтому прежде всего надо рассмотреть возможность отказа от применения большого числа выключателей на стороне высшего напряжения подстанции.
Разработанные схемы для каждого варианта районной электрической сети приведены на рисунках 5.1 и 5.2.
электрический сеть напряжение провод
Рисунок 5.1. Однолинейная схема варианта сети Б.
Рисунок 5.2. Однолинейная схема варианта сети В.
6. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ сравнение вариантов и выбор окончательного
Сопоставляемые варианты электрической сети отличаются друг от друга конфигурацией схемы сети, марками и сечениями проводов, типом подстанций в одноименных узлах. У них могут быть различия в надежности электроснабжения, величине напряжений в узлах и т.п. В силу этих обстоятельств у рассматриваемых вариантов будут неодинаковые потери мощности и электроэнергии. Для их осуществления потребуются разной величины капитальные затраты.
Из этого перечня факторов вытекает, что для сопоставления вариантов сети необходимо использовать какой-то перечень критериев, т.е. реализовать многокритериальный подход. Но, к сожалению, многим из указанных факторов трудно дать количественную оценку. Поэтому на практике используют однокритериальный способ сопоставления вариантов. В практике проектирования сопоставляют варианты по одному целевому критерию - приведенным затратам.
Предпочтение отдают тому варианту, приведенные затраты у которого наименьшие.
В общем случае формула приведенных затрат имеет вид:
З = рн•(Кл + Кп) +(ра.л%/100)•Кл+(ра.п%/100)•Кп+ рт.o.л•L+рт.o.п•N+ DЭ0b0 + DЭнbн ,
где pн=0,12-нормативный коэффициент эффективности капиталовложений, принимать который рекомендуется равным 0,12 [1, стр. 70];
Кл-стоимость линий, тыс. у.е.;
Кп - стоимость подстанций, тыс. у.е.;
ра.п%=0,064 [1, стр. 68]-отчисления на амортизацию электротехнического оборудования и распределительных устройств;
ра.л%=0,024 [1, стр. 68]-отчисления на амортизацию воздушных линий электропередач;
рт.o.л=50 у.e/км [1, стр. 69]-ежегодные расходы на текущий ремонт и обслуживание линий электропередач;
рт.o.л=15 тыс. y.e/пс [1, стр. 69]-ежегодные расходы на текущий ремонт и обслуживание подстанции напряжением 110 кВ;
L-суммарная длина линий электропередач районной электрической сети, км;
N-количество трансформаторных подстанций районной электрической сети;
DЭ0 - потери энергии холостого хода, кВтч;
? 0 - стоимость потерь электроэнергии холостого хода, тыс. у.е./кВтч;
DЭн - нагрузочные потери электроэнергии, кВтч;
? н - стоимость нагрузочных потерь электроэнергии, тыс. у.е. ./кВтч.
Стоимость линий
где K0j - удельная стоимость j - ой линии, принятая по укрупненным показателям для линий с железобетонными опорами (таблица IV.2 [1,стр. 297]), тыс. у.е./км;
Lj - протяжённость j - ой линии, км.
Расчёт стоимости линий представлен в таблице 6.1.
Стоимость подстанций:
где i - индексы номеров подстанций;
Ктрi - расчетная стоимость трансформаторов на i-ой подстанции, принятые по данным таблице V.5 [1, стр. 299], тыс. у.е.;
Круi - стоимость РУ i-ой подстанций, тыс. у.е