- •Кафедра автоматизированных систем электроснабжения
- •«Электрические сети и системы»
- •Введение
- •1 Задание на выполнение курсоВого проекТа
- •1.1 Содержание курсового проекта
- •1.2 Выбор вариантов заданий на выполнение курсового проекта
- •2 Методические указания по выполнению курсового проекта
- •2.1 Характеристика района и потребителей электрической энергии
- •2.2 Разработка вариантов схем развития сетей
- •2.3 Выбор номинального напряжения сети
- •2.4 Выбор сечений линий электропередачи
- •2.5 Проверка сечений по допустимому току
- •2.6 Расчет токораспределения в сети
- •2.7 Выбор трансформаторов на понижающих подстанциях
- •2.8 Составление схемы замещения вариантов сети
- •2.9 Расчет установившихся режимов сети
- •2.10 Выбор схем подстанций
- •2.11 Экономическое сопоставление вариантов развития сети
- •2.12 Выбор средств регулирования напряжения
- •3.ПрИмер проектирования развития районной электрической сети
- •3.1 Исходные данные
- •3.2 Разработка вариантов развития сети
- •3.3 Определение номинального напряжения
- •3.4 Выбор сечения проводов
- •3.5. Расчет схемы замещения
- •Выбор силовых трансформаторов
- •Расчет установившихся режимов радиальной схемы сети
- •Расчет установившихся режимов замкнутой схемы сети
- •Расчет установившегося режима без учета потерь мощности
- •Расчет установившегося режима с учетом потерь мощности
- •Технико-экономическое сравнение вариантов
- •Литература:
- •«Электрические сети и системы»
2.10 Выбор схем подстанций
Выбор схем подстанций при сопоставлении вариантов развития сети может выполняться упрощенно. Ориентировочно число ячеек выключателей на стороне высшего напряжения принимается равным:
числу присоединений (число линий и трансформаторов) при числе линий меньше четырех;
числу присоединений плюс одна ячейка при числе линий четыре и более.
2.11 Экономическое сопоставление вариантов развития сети
Технико-экономическое сравнение выполняется для сопоставимых вариантов. Все рассматриваемые варианты должны обеспечивать одинаковую передаваемую мощность и качество электроэнергии в нормальных и послеаварийных режимах работы сети. При сопоставлении схем с разной степенью надежности необходимо учитывать величину ущерба от вероятного нарушения электроснабжения. В этом случае подсчет приведенных затрат производится по следующей формуле:
, (2.6)
где - нормативный коэффициент эффективности, ЕН = 0,12;
К = КЛ + КП - соответственно капитальные вложения в линии и подстанции, т.руб;
- соответственно издержки на амортизацию и обслуживание линий , подстанций и = - издержки на возмещение потерь энергии в электрических сетях, т.руб;
- математическое ожидание народнохозяйственного ущерба от нарушения электроснабжения, т.руб.
Определение капитальных вложений производится обычно по укрупненным стоимостным показателям для всего оборудования подстанций и линии электропередачи.
Ежегодные издержки ИЛ и определяются суммой отчислений от капитальных вложений и для линий электропередачи рассчитываются по формуле (2.7). Значение ежегодных издержек для подстанции находятся аналогично по формуле
ИЛ=Л КЛ , (2.7)
, (2.8)
где Л - коэффициент отчислений на амортизацию и обслуживание линий.
- коэффициент отчислений на амортизацию и обслуживание подстанции.
Учитывая существенную долю в приведенных затратах капиталовложений и издержек на подстанции, а также тот факт, что почти во всех вариантах число, мощность и типы трансформаторов, число и типы выключателей не зависят от схемы сети, учет подстанционных составляющих следует производить только при необходимости.
Издержки на возмещение потерь энергии в линиях находятся по формуле (2.9)
И ЭЛ = 0 Рmax , (2.9)
где о - удельная стоимость потерь активной энергии, руб/МВтч,
о =1,5 10-2 руб/МВт ч.
Рmax - потери мощности в максимальном режиме, МВт.
Рmax = 3 I2р RЛ , (2.10)
где Iр - расчетный ток участка сети, А;
RЛ - активное сопротивление участка сети , Ом ;
- время потерь, ч.
Время максимальных потерь определится по формуле
= (0,124 + Тmax / 104)2 8760 , (2.11)
где Тmax - время использования максимальной нагрузки, ч (задается в исходных данных).
Издержки на возмещение потерь энергии в трансформаторах определяются как
, (2.12)
где - суммарные переменные потери мощности в режиме максимальных нагрузок, кВт;
- суммарные потери холостого хода трансформаторов, кВт.
Учет фактора надежности производится путем определения среднегодового ущерба от нарушений электроснабжения. В случае питания потребителя по одной линии ущерб при ее аварийном отключении можно оценить по выражению
, (2.13)
где - удельный годовой ущерб от аварийных ограничений электроснабжения,
[6, с.322,рис. 8.2] ;
- максимальная нагрузка потребителя, МВт;
- коэффициент вынужденного простоя;
- число последовательно включенных элементов сети;
- среднее время восстановления элемента;
- параметр потока отказов элемента ;
- степень ограничения потребителя ( при полном отключении потребителя, при частичном отключении).
Необходимо иметь в виду, что варианты схемы с разными номинальными напряжениями из-за разницы стоимости аппаратуры и величин потерь электроэнергии могут сравниваться только по приведенным затратам с учетом оборудования подстанций потребителей и потерь энергии в нем. Это положение обязательно и для сравнения вариантов с разной надежностью питания потребителей.
Варианты схем считаются экономически равноценными, если приведенные затраты для них отличаются менее чем на 5%. В подобных случаях следует выбирать варианты схем с более высокими показателями:
по напряжению;
надежности электроснабжения;
оперативной гибкости схемы (способностью ее работы в различных режимах);
с лучшими возможностями развития сети при росте нагрузок или при появлении новых пунктов потребления электроэнергии