Электрическая сеть промышленного района

 

В режиме наибольших нагрузок во 2 году по сравнению с этим же режимом  в первом году напряжение в первом балансирующем узле повышается до 361 кВ, а во втором балансирующем узле до – 344 кВ.

В режиме наименьших нагрузок напряжение в первом балансирующем узле по сравнению с режимом наибольших нагрузок снижаем до 334 кВ, а во втором балансирующем узле до 338 кВ. Так же для лучшей оптимизации режима при наименьших нагрузках устанавливаем ответвление – 1 на ПС-9.

Рисунок 4.2 – Режим наименьших нагрузок

 

Рисунок 4.3 – Послеаварийный режим при отключении линии 1-4

 

Как видно  из рисунка 1.3 в послеаварийном режиме обеспечивается стабильное снабжение потребителей электроэнергией в допустимых пределах.

 

5 РАСЧЕТ И ОЦЕНКА ПАРАМЕТРОВ СЕТИ НА ТРЕТИЙ ГОД

 

 

В третьем  году по плану нужно построить  линию 9-10 напряжением 110 кВ и понижающую подстанцию 10.

Трансформаторы на подстанцию выбираем по нагрузке на последний  год при режиме наибольших нагрузок, как и для предыдущих построенных  подстанций. В результате прогнозирования  нагрузка в узле 10 на седьмой год  составила 50 МВ∙А.

Мощность трансформаторов  рассчитываем:

  \* MERGEFORMAT (5.1)

_{Выбираем 2 трансформатора типа ТРДН-40000/110. Пределы регулирования напряжения:±9×1,78 %.}

Для подстанции 10 выбираем также типовую схему типа мостик.

Выбор сечения проводов для линии 9-10 определяем, как и в предыдущих годах, по экономической плотности тока:

  \* MERGEFORMAT (5.2)

где I_НБ =111 А – для линии 9-10 для режима наибольших нагрузок на 7 год.

По результатам расчета  выбираю одноцепную линию сечением 120 мм ². Марка провода АС-120/19.

Данное сечение проверено  по условию нагрева в нормальном и послеаварийном режимах  и удовлетворяет условию:

  \* MERGEFORMAT (5.3)

На конец 3 года распределение  потоков мощности в режимах наибольших и наименьших нагрузок, и послеаварийном режиме:

Рисунок 5.1 – Режим наибольших нагрузок

 

В режиме наибольших нагрузок в третьем году, напряжение в первом балансирующем узле снижаем до 360 кВ, по сравнению с тем же режимом для предыдущего года, а во втором балансирующем узле повышаем до 353 кВ. Также в узле 50 регулируем напряжение, установив ответвление трансформатора +1,в узле 90: –2, а в узле 100: –3.

Рисунок 5.2 – Режим наименьших нагрузок

В режиме наименьших нагрузок в базисном узле 1 снижаем  напряжение до 347 кВ, по сравнению с режимом наибольших нагрузок, а в базисном узле 2 до 338 кВ, устанавливаем ответвления трансформаторов: в узле 50 и 90: –1, а в узле 100–:2.

Рисунок 5.3 – Послеаварийный режим при отключении линии 1-4

 

В после аварийном режиме номинальное напряжение у потребителей в допустимых пределах поддерживается за счет выбора ответвления трансформаторов: в узле 90: –3, а в узле 100: –4.

 

 

6 РАСЧЕТ И ОЦЕНКА ПАРАМЕТРОВ СЕТИ НА ЧЕТВЕРТЫЙ ГОД

 

 

В четвертом  году строим линию 5-10 напряжением 110 кВ.

Выбор сечения проводов для  линии 5-10 определяем, как и в предыдущих годах, по экономической плотности тока:

  \* MERGEFORMAT (6.1)

где I_НБ =175 А – для линии 5-10 для режима наибольших нагрузок на 7 год.

По результатам расчета  выбираю одноцепную линию сечением 120 мм ². Марка провода АС-185/29. Данное сечение обеспечивает запас по допустимому току и мощности.

Распределение потоков мощности в режимах наибольших и наименьших нагрузок, и послеаварийном режиме:

Рисунок 6.1 – Режим наибольших нагрузок

 

В режиме наибольших нагрузок в четвертом году, напряжение в первом балансирующем узле снижаем до 359 кВ, по сравнению с тем же режимом для предыдущего года, а во втором балансирующем узле понижаем до 349 кВ. В узле 50 регулируем напряжение, установив ответвление трансформатора –1,в узле 90: –1, а в узле 100: –2.

Рисунок 6.2 – Режим наименьших нагрузок

 

В режиме наименьших нагрузок в базисном узле 1 снижаем  напряжение до 343 кВ, по сравнению с режимом наибольших нагрузок, а в базисном узле 2 до 340 кВ, устанавливаем ответвления трансформаторов: в узле 50, 90 и 100: –1.

Для оптимизации  послеаварийного режима устанавливаем  ответвления трансформаторов: в узле 50: –3, а в узле 100: –4, в узле 90: –2.

 

Рисунок 6.3 – Послеаварийный режим при отключении линии 1-4

Рисунок 6.4 – Послеаварийный режим при отключении линии 3-5

 

Из рисунков видно, что напряжение потребителей остается в допустимых пределах. В наиболее тяжелых послеаварийных режимах (отключение линии 1-4 или линии 3-5) пропускной способности линий хватает для стабильного снабжения потребителей.

 

7 РАСЧЕТ И ОЦЕНКА ПАРАМЕТРОВ СЕТИ НА ПЯТЫЙ ГОД

 

 

На пятый  год имеем уже замкнутую сеть 110 кВ. Новые объекты вводиться не будут. Происходит только увеличение нагрузки.

Распределение потоков мощности в режимах наибольших и наименьших нагрузок, и послеаварийном режиме на окончание 5 года:

Рисунок 7.1 – Режим наибольших нагрузок

 

В режиме наибольших нагрузок в пятом году, напряжение в первом балансирующем узле увеличиваем до 363 кВ, по сравнению с тем же режимом для предыдущего года, а во втором балансирующем узле остается 349 кВ. В узле 50 регулируем напряжение, установив ответвление трансформатора –1,в узлах 90 и 100: –2.

В режиме наименьших нагрузок в базисном узле 1 повышаем напряжение до 346 кВ, по сравнению с режимом наименьших нагрузок за прошлый год, также больше нет необходимости во втором балансирующем узле, устанавливаем ответвления трансформаторов: в узле 50, 90 и 100: –1.

Рисунок 7.2 – Режим наименьших нагрузок

 

Для оптимизации  послеаварийного режима устанавливаем  ответвления трансформаторов: в узле 50: –4, а в узле 100: –3, в узле 90: –2.

Рисунок 7.3 – Послеаварийный режим при отключении линии 3-5

 

Рисунок 7.4 – Послеаварийный режим при отключении линии 8-9

 

 

8 РАСЧЕТ И ОЦЕНКА ПАРАМЕТРОВ СЕТИ НА ШЕСТОЙ ГОД

 

 

В шестом году новые объекты вводиться не будут. Происходит только увеличение нагрузки.

Распределение потоков мощности в  режимах наибольших и наименьших нагрузок, и послеаварийном режиме на окончание 6 года:

Рисунок 8.1 – Режим наибольших нагрузок

 

В режиме наибольших нагрузок в шестом году, напряжение в первом балансирующем узле снижаем до 362 кВ, по сравнению с тем же режимом для предыдущего года, а во втором балансирующем узле повышаем до 352 кВ. В узле 50 регулируем напряжение, установив ответвление трансформатора –1,в узлах 90 и 100: –2.

В режиме наименьших нагрузок в базисном узле 1 повышаем напряжение до 347 кВ, устанавливаем ответвления трансформаторов: в узле 50, 90 и 100: –1.

Для оптимизации  послеаварийного режима устанавливаем  ответвления трансформаторов: в узле 50: –5, а в узле 100: –3, в узле 90: –2.

 

Рисунок 8.2 – Режим наименьших нагрузок

 

Рисунок 8.3 – Послеаварийный режим при отключении линии 3-5 

9 РАСЧЕТ И ОЦЕНКА ПАРАМЕТРОВ СЕТИ НА СЕДЬМОЙ ГОД

 

 

Седьмой год является последним  годом проектирования. В этом году предлагается  построить электростанцию с двумя блоками по 150 МВт каждый.

Произведем расчет режимов на седьмой  год без ввода электростанции.

Рисунок 9.1 – Режим наибольших нагрузок

 

В режиме наибольших нагрузок в седьмом году, напряжение в первом балансирующем узле повышаем до 363 кВ, по сравнению с тем же режимом для предыдущего года, а во втором балансирующем узле повышаем до 355 кВ. В узле 50 регулируем напряжение, установив ответвление трансформатора –3,в узлах 90 и 100: –3.

В режиме наименьших нагрузок в базисном узле 1 повышаем напряжение до 356 кВ, устанавливаем ответвления трансформаторов: в узле 90 и 100: –1.

Рисунок 9.2 – Режим наименьших нагрузок

 

Из  приведенных рисунков на седьмой год можно сделать вывод, что постройку станции проводить не нужно так как из второго балансирующего узла покупается незначительная доля активной мощности в размере 6,6 МВт. При этом напряжение потребителей остается в допустимых пределах. Можно сделать вывод о том, что нам будет выгоднее покупать эту энергию из второго балансирующего узла, чем строить станцию, при строительстве которой возникает проблема с доставкой топлива, так как нагрузки в ближайшем будущем расти не будут.

В наиболее тяжелых послеаварийных режимах (отключение линии 3-5 или линии 1-4) пропускной способности линий также хватает для стабильного снабжения потребителей:

Рисунок 9.3 – Послеаварийный режим при отключении линии 1-4

 

Рисунок 9.4 – Послеаварийный режим при отключении линии 3-5

 

В приложении Б представлена заключительная схема сети .

 

10 ОЦЕНКА ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ СЕТИ ПО ГОДАМ С УЧЕТОМ ВВОДА НОВЫХ ОБЪЕКТОВ

 

 

Произведем  технико-экономический расчет для  построенной сети 110 кВ, ее объектов и уже существующей сети 330 кВ.

Для удобства приведем таблицы по капитальным затратам на подстанции и на сооружение линий:

Таблица 10.1 – Капитальные затраты на подстанции

	тр-тр	стоимость, тыс. руб	стоимость ячеек ОРУ в сумме,тыс.руб	стоимость ячеек ЗРУ в сумме,тыс.руб	пост. затраты, тыс.руб	сумма, тыс.руб
пс 5	2 ТРДН-25000/110	84	120	11,5	210	509,5
пс 9	2 ТРДН-40000/110	109	120	11,5	210	559,5
пс 10	2 ТРДН-40000/110	109	120	11,5	210	559,5

 

Таблица 10.2 – Капитальные затраты на сооружение линий

линия	наименование	длина, км	К1км,   тыс. р./км	К0л, тыс. р
3-5	2-150/24	15	19,7	295,5
8-9	2-150/24	21	19,7	413,7
9-10	1-120/19	14	12,8	179,2
5-10	1-185/29	20	13,5	270

 

 

Наиболее подробный технико-экономический  расчет представлен за первый год  строительства.

10.0 Технико-экономические показатели на 0 год

 

Суммарный потребляемый объем электроэнергии на 0 год:

  \* MERGEFORMAT (10.1)

Капитальные затраты на 0 год:

  \* MERGEFORMAT (10.2)

  \* MERGEFORMAT (10.3)

Капитальные затраты на покрытие потерь мощности проектируемой сети :

  \* MERGEFORMAT (10.4)

  \* MERGEFORMAT (10.5)

  \* MERGEFORMAT (10.6)

  \* MERGEFORMAT (10.7)

К_ΔР0=К_М  К_Р  K_СН К_у  ΔР=0,9∙1∙1,07∙180∙8942=1.55млн. руб

Капитальные затраты на нулевой год составят:

К=К₀+ К_ΔР+ К_ΔW=0+1550000+0=1550000 млн. руб.

Издержки:

  \* MERGEFORMAT (10.8)

P_a+P_ТО+P_Р=0,028 для линии ,

P_a+P_ТО+P_Р=0,094 для подстанции

Потери электроэнергии в линиях:

  \* MERGEFORMAT (10.9)

Потери электроэнергии в трансформаторах:

 (10.10)

Суммарные потери  электроэнергии:

  \* MERGEFORMAT (10.11)

Издержки на нулевой год составят:

И₀=(P_a+P_ТО+P_Р) К_0п/ст +(P_a+P_ТО+P_Р) К_0л + β =0+0+31072,68∙0,02= 
=621,454 тыс. руб

Общий суммарный доход  по истечении 0 года:

  \* MERGEFORMAT (10.12)

10.1 Технико-экономические  показатели на 1 год

 

Суммарный потребляемый объем  электроэнергии на 1 год:

 \* MERGEFORMAT (10.13)

где Т_НБ =5000 ч – время использования максимальной нагрузки .

Рассчитаем  капитальные затраты по формуле:

К=К₀+ К_ΔР+ К_ΔW, (10.14)

где К₀ – непосредственные капитальные затраты на сооружение линий и подстанций,

К_ΔР – капитальные затраты на покрытие потерь мощности проектируемой сети,

К_ΔW – капитальные затраты на топливную базу (так как станцию не строили, то данные капитальные затраты равны 0).

К₀=К_0л+К_0п/ст. (10.15)

К_0л= К_1кмL, (10.16)

где К_1км – стоимость одного километра линии, из таблицы 9.5 [1];

L – длина линии, км.

 \* MERGEFORMAT (10.17)

где К_тр – стоимость трансформатора, по таблице 9.19 [1],

К_ЗРУ – стоимость сооружения ЗРУ, по таблице 9.17 [1],

К_пост – постоянная часть затрат по табл. 9.35 [1]

На 1 год капитальные затраты на строительство станции и линии составят:

 \* MERGEFORMAT (10.18)

 \* MERGEFORMAT (10.19)

 \* MERGEFORMAT (10.20)

Капитальные затраты на покрытие потерь мощности проектируемой сети рассчитываются по формуле:

 \* MERGEFORMAT (10.21)

где К_М –коэффициент участия в максимуме (К_М =0,9);

К_Р – коэффициент резерва (К_Р =1);