Проектування електромережі

Предмет:

Тип роботи:

Курсова робота

К-сть сторінок:

Мова:

Українська

Оцінка:

style="text-align: justify;">q – імовірність перерви електропостачання для споживачів через недостатню надійність мережі (тобто через аварійний простій) [4]:

q =   ТВ,(6.13)

де  – параметр потоку відмов елемента електричної мережі;

ТВ – середня тривалість аварійного простою.

Збиток від перерви електропостачання не враховуємо, оскільки усі споживачі І-ї категорії:

Зб = 0 (тис.грн.).

Тоді дисконтні затрати для варіанту 1 дорівнюють:

З = 20001.8 + 2692.89/0.1 + 0 = 46930.73 (тис.грн.).

Розрахунок дисконтних затрат для 2 варіанту схеми проводиться аналогічно. Результати розрахунків подано в табл. 6.1.

Таблиця 6.1 – Результати техніко-економічного порівняння варіантів

Вар.КЛКПКBЛBПBWBЗбЗ

тис грн.

111754.68247.220001.8698.221731.91262.762692.89046930.73

212116.288247.220363.48719.711731.91268.562720.18047565.3

Оскільки дисконтні затрати для 2 варіанту більші ніж затрати для 1 варіанту на 1.4 % і знаходяться в межах 5%, тому оцінимо економічну ефективність даних варіантів за іншим критерієм.

В даному курсовому проекті загальним критерієм економічної ефективності є значення рентабельності капіталовкладень в електричній мережі [2]:

де – середньозважений тариф на електроенергію в даній енергосистемі (без податку з обороту), приймається рівним 65 коп./кВтгод;

 – частка вартості реалізації електроенергії, що припадає на електричну мережу (для мереж 35 кВ  складає 0,25);

– додаткове надходження електроенергії в мережу, зумовлене спорудженням електромережевого об’єкта, млн.кВтгод.;

В – додаткові щорічні витрати на експлуатацію мережі, тис. грн..

Таким чином рентабельність для 1 варіанта буде такою:

Отже строк окупності буде рівним:

Ток = = 3.8 (років).

Для 2 варіанту:

Ток = = 3.89 (років).

Таким чином для подальших розрахунків лишаємо 1 варіант схеми мережі, для якого надалі розрахуємо основні режими роботи ЕМ.

7 РОЗРАХУНКИ ПАРАМЕТРІВ СХЕМ ЗАМІЩЕННЯ МЕРЕЖІ

Схему заміщення електричної мережі складають, об’єднуючи схеми заміщення окремих елементів мережі у відповідності з послідовністю цих елементів у розрахунковій мережі.

Схеми заміщення окремих елементів мережі і розрахунок параметрів цих схем наведені нижче.

1. Лінії зображуються схемами заміщення:

ЛЕП напругою 35 кВ:

Рисунок 7.1 – Схема заміщення ЛЕП 35 кВ

;(7.1)

,(7.2)

де r0, x0 – відповідно питомі параметри (на 1 км довжини) активний і реактивний опори, що визначаються за [4, таблиця 7.5];

l – довжина лінії;

nц – кількість ланцюгів.

Розрахуємо параметри лінії 302-901 за вищевказаними формулами:

R = 0,30613,2 = 4,04 (Ом);

X = 0,42113,2 = 5,56 (Ом).

Розрахунок параметрів схеми заміщення інших ліній проводимо аналогічно, результати зводимо в таблицю 7.1.

Таблиця 7.1 – Параметри ліній електропередачі

ЛЕПnцl,

кмr0

Ом/кмх0

Ом/кмRл

ОмХл

Ом

303-901111,550,3060,4213,534,86

901-903116,50,3060,4215,056,95

903-904118,150,3060,4215,557,64

304-904114,850,3060,4214,546,25

303-90519,90,3060,4213,034,17

902-905118,150,3060,4215,557,64

304-902118,150,3060,4215,557,64

2. Двообмоткові трансформатори зображуються схемою заміщення (рисунок 7.3):

Рисунок 7.3 – Схема заміщення двообмоткового трансформатора

Параметри RT, XT, KT, Px, Qx визначаємо за довідником [4]: результати наведені в пункті курсового проекту “Вибір трансформаторів на підстанціях” (таблиця 5.1).

Для нових вузлів в наступному розділі, розраховуємо основні режими роботи мережі після розвитку.

8 РОЗРАХУНОК І АНАЛІЗ РЕЖИМІВ РОБОТИ МЕРЕЖІ

8.1 Визначення приведених і розрахункових навантажень підстанцій

З метою спрощення розрахункової схеми (зменшення кількості вузлів) кожна двотрансформаторна підстанція може бути подана лише одним вузлом, який відповідає стороні вищої напруги, після приведення до цієї сторони навантаження , заданого на шинах Uнн = 10 кВ.

Значення приведеного навантаження i-ої підстанції визначається за виразом:

де = PТi + jQТi – сумарні втрати потужності в трансформаторах підстанцій. Для двохобмоткових трансформаторів:

PТ = + nPх;

QТ = + nQх,

де Sнв – модуль потужності навантаження в розрахунковому режимі;

Sном – номінальна потужність трансформатора.

Для вузла №901:

PТ = 0.02 (МВт);

QТ = + 217.610-3 = 0.08 (МВАр);

= 1.42+ j0.76 (МВА).

Аналогічні розрахунки робимо для інших вузлів. Отримані результати заносимо в таблиці 8.1.

Приведені потужності вузлів

Номер вузлаnРт, МВтQт, МВАрSн, МВАSпр, МВА

90120,020,081,4+j0,681,42+j0,76

90220,030,111,7+j1,011,73+j1,12

90320,020,132,1+j1,132,12+j1,26

90420,020,152,3+j1,32,32+j1,45

90520,020,091,1+j0,561,12+j0,65

8.2 Визначення потокорозподілення в мережі

Розрахунок потокорозподілення проводять за приведеними навантаженнями, починаючи з більш віддалених пунктів мережі, приймаючи напругу мережі номінальною (по нульовій ітерації).

Втрати потужності в мережі не враховують при UH110 кВ.

На першому етапі розрахунку, напруги у вузлах приймають рівними номінальному значенню Uном мережі, втрати потужності в мережі не враховують = 0. При цих припущеннях визначають потужність на головних ділянках лінії. Потужність на інших ділянках мережі визначають, виходячи із балансу потужності у вузлах .

У результаті такого попереднього розрахунку визначають точку потокорозподілення (струморозподілення), точку, в яку потужність поступає з двох сторін.

На другому етапі розрахунку кільцевої мережі, її розмикають у точці потокорозподілу.