Развитие районной электрической сети
Курсовой проект - Физика
Другие курсовые по предмету Физика
5]
,
Где X - шаг изменения напряжения с помощью РПН, n - номер отпайки
Результаты расчёта режимов с отрегулированными напряжениями приведены в приложении Б. Выбранные отпайки, соответствующие коэффициенты трансформации и результаты регулирования представлены в таблицах 5.1 - 5.4:
Таблица 5.1 - Регулирование напряжения в режиме НБ
№ пункта123456U до регулирования, кВ10,710,210,710,810,910,5КТ до регулирования0,095650,0913
0,33480,095650,095650,314280,09565Выбранная отпайка-1 1,78+2 1,780 1,78-1 1,78-2 1,50 1,78изменённый КТ0,09390,0946
0,32880,095650,09390,3050,09565U, кВ10,510,610,710,510,610,6
Таблица 5.2 - Регулирование напряжения в режиме НМ
№ пункта123456U до регулирования, кВ10,610,110,510,611,410,6КТ до регулирования0,095650,0913
0,33480,095650,095650,314280,09565Выбранная отпайка-3 1,78-1 1,78-3 1,78-3 1,78-4 1,5-3 1,78изменённый КТ0,09050,0905
0,2950,09050,09050,3110,0905U, кВ109,99,9109,910
Таблица 5.3 - Регулирование напряжения в ПАР с отключением линии
№ пункта123456U до регулирования, кВ10,710,110,710,710,710,5КТ до регулирования0,095650,0913
0,33480,095650,095650,314280,09565Выбранная отпайка-3 1,780 1,78-3 1,78-3 1,78-4 1,5-2 1,78изменённый КТ0,09050,0913
0,33480,09050,09050,2950,0922U, кВ10,110,110,110,110,110,1Таблица 5.4 - Регулирование напряжения в ПАР с отключением трансформатора
№ пункта123456U до регулирования, кВ10,710,110,710,710,810,5КТ до регулирования0,095650,0913
0,33480,095650,095650,314280,09565Выбранная отпайка-3 1,780 1,78-3 1,78-3 1,78-4 1,5-2 1,78изменённый КТ0,09050,0913
0,33480,09050,09050,2950,0922U, кВ10,110,110,110,110,210,1
Вывод: в данной главе было отрегулировано напряжение на нагрузке при помощи РПН трансформаторов и доведено до требуемого ПУЭ уровня. На каждом трансформаторе отпаек оказалось достаточно для регулирования напряжения во всех режимах.
6. Определение основных технико-экономических показателей спроектированной сети
Для выбранного варианта электрической сети рассчитаем полные капиталовложения, полные ежегодные издержки, себестоимость передачи электроэнергии.
Капиталовложения в линии:
Расчёт представлен в виде таблицы:
Таблица 6.1 - Капитальные вложения в линии
ЛинияИП1-1ИП1-3ИП1-22-42-54-6ИП2-4Марка проводаАС-95/16АС-95/16АС-120/19АС-70/11АС-120/19АС-70/11АС-120/19UНОМ, кВ11011011011035110110Длина, км36,836,826,545,630,923,533,8К0, тыс. руб/км64646464566464КВЛ, тыс. руб2355,22355,216962918,41730,415042163,2
К?ВЛ = 14722,4 тыс. руб.
Капиталовложения в подстанции:
Расчёт представлен в виде таблицы:
Таблица 6.2 - Капитальные вложения в подстанции
Подстанция123456ТрансформаторТДН - 16000/110ТДТН 40000/110ТДН
16000/110ТДН - 16000/110ТМН - 6300/35ТДН - 16000/110Схема
ОРУВН110 - 4Н110 - 4Н110 - 4Н110 - 1235 - 4Н110 - 4НСН-35 - 9----КОРУ, тыс. руб. ВН198198198751040198СН-255----КТР, тыс. руб. 17223202172217229521722КП.Ч., тыс. руб. 3603603600,7540200360КПС, тыс. руб. 90213239021472430902
К?ПС = 5931 тыс. руб.
Суммарные капиталовложения:
тыс. руб.
Возвратная стоимость демонтируемого оборудования:
,
где: К0 - первоначальная стоимость демонтируемого оборудования, тыс. руб., ?Р - норма амортизационных отчислений на реновацию, % (таблица 8.2 [4]), t - продолжительность эксплуатации оборудования до его демонтажа, (25 лет).
1) 2 ячейки выключателя 35 кВ на подстанции 2
тыс. руб.
2) 2 ячейки выключателя 35 кВ на подстанции 4
тыс. руб.
3) 2 трансформатора ТМН - 6300/35 на подстанции 4
тыс. руб.
тыс. руб.
Суммарные капиталовложения с учётом возврата:
тыс. руб.
Суммарные ежегодные издержки:
Издержки на обслуживание и ремонт:
тыс. руб.
тыс. руб.
Издержки на потери электроэнергии в сети:
Расчёт потерь в линиях представлен в виде таблицы:
Таблица 6.3 - Годовые потери электроэнергии в линиях
ЛинияИП1-1ИП1-3ИП1-22-42-54-6ИП2-4PВЛ MAX, МВт222353,82121936,6SВЛ MAX, МВА22,5623,5457,462,0112,3219,5238,52UНОМ, кВ11011011011035110110RВЛ, Ом5,635,632,119,623,854,964,12, МВтч334,4331,2734,428,8172,8288,8605,6, МВтч167,2165,6367,214,486,4144,4302,8WГОД, МВтч 944689356420746881364881681586171082ТMAX Л, ч4294406838564068406842944674? Л, ч2683246822752468246826833064?PВЛ, МВт0,2370,2580,8840,00320,4770,1560,505?WВЛ, МВт•ч635,4636,32011,17,891177,3419,11548
МВтч
Определим потери в трансформаторах по формуле:
Расчёт представим в виде таблицы:
Таблица 6.4 - Годовые потери электроэнергии в трансформаторах
ТрансформаторТ-1Т-2Т-3Т-4Т-5Т-6РТР MAX, МВт2255,823201219SТР MAX, МВА22,5656,5223,5420,1412,3219,65SНОМ, МВА164016166,316PХ, МВт0,0190,0430,0190,0190,0090,019PК, МВт0,0850,20,0850,0850,04650,085, МВтч334,4907,2331,2288172,8288,8, МВтч167,2453,6165,614486,4144,4WГОД, МВтч9446825628493564813604881681586ТMAX ТР, ч42944592,9034068406840684294? ТР, ч268329802468246824682683?WТР, МВт•ч559,61348,4559,9499,1377,1504,9
МВтч
МВтч
Издержки на потери электроэнергии:
тыс. руб.
Суммарные ежегодные издержки:
тыс. руб.
Себестоимость передачи электроэнергии:
,
где:
- суммарные ежегодные издержки на амортизацию и эксплуатационное обслуживание по элементам сети и суммарная стоимость потерь электроэнергии по элементам сети.
- суммарная максимальная нагрузка, МВт
- число часов использования максимума нагрузки, ч.
руб/кВтч = 27,9 руб/МВтч
Вывод: в данной главе были определены основные технико-экономические показатели новой электрической сети:
суммарные капиталовложения: тыс. руб.
суммарные ежегодные издержки: тыс. руб.
себестоимость передачи электроэнергии: руб/МВтч
Приложения
Приложение А
Таблица А.1 - Параметры узлов для режима наибольших нагрузок
Узел