КАТЕГОРИИ:

Главная
Случайная страница
Познавательное
Новые статьи
Контакты
Заказать работу

Архитектура-(3434)Астрономия-(809)Биология-(7483)Биотехнологии-(1457)Военное дело-(14632)Высокие технологии-(1363)География-(913)Геология-(1438)Государство-(451)Демография-(1065)Дом-(47672)Журналистика и СМИ-(912)Изобретательство-(14524)Иностранные языки-(4268)Информатика-(17799)Искусство-(1338)История-(13644)Компьютеры-(11121)Косметика-(55)Кулинария-(373)Культура-(8427)Лингвистика-(374)Литература-(1642)Маркетинг-(23702)Математика-(16968)Машиностроение-(1700)Медицина-(12668)Менеджмент-(24684)Механика-(15423)Науковедение-(506)Образование-(11852)Охрана труда-(3308)Педагогика-(5571)Полиграфия-(1312)Политика-(7869)Право-(5454)Приборостроение-(1369)Программирование-(2801)Производство-(97182)Промышленность-(8706)Психология-(18388)Религия-(3217)Связь-(10668)Сельское хозяйство-(299)Социология-(6455)Спорт-(42831)Строительство-(4793)Торговля-(5050)Транспорт-(2929)Туризм-(1568)Физика-(3942)Философия-(17015)Финансы-(26596)Химия-(22929)Экология-(12095)Экономика-(9961)Электроника-(8441)Электротехника-(4623)Энергетика-(12629)Юриспруденция-(1492)Ядерная техника-(1748)

Электрический расчет основных режимов работы проектируемой электрической сети 7 страница

⇐ Предыдущая 4 5 6 7 8 91011 12 Следующая ⇒

- диаметр провода линии в миллиметрах по таблице А.1 приложения А. Реактивная (емкостная) проводимость на линии РПП-п/ст1 составит:

На остальных линиях реактивные проводимости рас

расходам из-за роста потерь электроэнергии и уменьшению пропускной способности. Из приведенных выше замечаний очевидна важность правильного выбора номинального напряжения сети при ее проектировании. Величины номинальных напряжений электрических сетей выбираются в соответствии с действующим стандартом ГОСТ 721-77*. Для предварительных расчетов, как правило, используют критерий экономически целесообразного номинального напряжения каждой цепи электрической сети

, которое определяется исходя из величины передаваемой мощности по линиям в электрической сети и протяженности линий сети [3]. В соответствии с таким подходом,

рассчитаем по нижеприведенной формуле Илларионова, которая дает удовлетворительные результаты для шкалы номинальных напряжений от 35 до 1150 кВ:

, (1.24) где 1000, 500 и 2500 - эмпирические коэффициенты;

- длина линий, соединяющая подстанции, в километрах радиально-магистральной схемы вариант 2 и смешанных схем вариантов 3 и 4;

- суммарная максимальная активная мощность, передаваемая потребителям подстанций по этим линиям в МВт. В варианте 2 для линии, соединяющей РПП и п/ст1, расчетное номинальное напряжение этой линии в соответствии с 1.24 составит:

Поскольку потокораспределение замкнутой части сети еще неизвестно выбор напряжения произведем по различающимся линиям вариантов 2 и 4, получены результаты, представленные в таблице 1.6.

Таблица 1.6 – Результаты расчетов выбора номинального напряжения проектируемой электрической сети

Линии общие для двух вариантов	Варианты
РПП–п/ст1	2 и 4		11,9	85,95
п/ст1–п/ст4			10,2	81,96
п/ст4–п/ст3			8,8	73,94
п/ст3–п/ст2		16,5	5,3	61,55
п/ст2–п/ст5	2 и 4	16,5	2,4	42,60
п/ст5–п/ст6	2 и 4		1,29	31,57
п/ст1–п/ст2			10,2	81,35

Приведенные в последнем столбце значения

показывают, напряжение для всех линий питающих потребителей 1, 2, 3,4 и 5 выбирается 110 кВ, т.к.

оказались выше 40,5 кВ и, следовательно, в соответствии с таблицей 6.26 [5] выбирать ближайшую низшую ступень 35 кВ нельзя. А для линии питающую п/ст-6 допустимо номинальное напряжение 35 кВ, линию 5-6 и п/ст 6 не реконструируем поскольку категорийность и мощность потребителей не изменилась. На п/ст 5 устанавливаем трехобмоточный трансформатор напряжени

На остальных подстанций расчетную мощность трансформаторов рассчитываем аналогично, и они будут равны соответственно для второй подстанции 4,5, для третьей – 5,7, для четвертой – 1,1, для пятой – 5,6, для шестой – 3 МВА. По полученным расчетным мощностям трансформаторов, из ряда стандартных трансформаторов по таблице 6-11 из [8] выберем трехфазный двухобмоточный трансформатор типа ТМН-2500/110, с номинальной мощностью

, напряжением на высшей стороне

, напряжением на низшей стороне

, активными потерями холостого хода

, активными потерями короткого замыкания

, реактивными потерями холостого хода

, током холостого хода

, сопротивлениями обмоток

, ценой трансформатора

. Полную мощность холостого хода, теряемую в трансформаторе

, определяют по следующему выражению:

(1.44)

МВА. 1.4.2 Определение расчетных нагрузок подстанций, потерь напряжения в линиях и уточненные электрические расчеты для нормального режима наибольших нагрузок, нормального режима наименьших нагрузок и наиболее тяжелого послеаварийного режима при наибольших нагрузках. После выбора трансформаторов определим нагрузки подстанций, т.е. учтем генерируемую реактивную мощность

форматоров. Максимальную нагрузку на каждой подстанции

определим по формуле:

(1.42) где

- соответственно действительная и мнимая части комплексного числа полной мощности в МВА, передаваемой по линии, рассчитанной в 1.3.2. На первой подстанции максимальная нагрузка составит:

Для остальных подстанций расчет максимальной нагрузки подстанции производится аналогично, и будет равен соответственно, для второй подстанции 7,8, для третьей – 10, для четвертой – 3,2, для пятой – 2,6, для шестой –3 МВА. Расчетную мощность трансформаторов на каждой подстанции

с учетом того, что потребителей III категории (шестая подстанция) питаются от одного трансформатора

, а потребители I и II категорий (первая – пятая подстанции) – от двух

, вычислим по следующей формуле:

(1.43) где

- потребители первой и второй категории соответственно i -ойподстанции в % по таблице 1.1;

- коэффициент аварийной перегрузки силовых масляных трансформаторов с системами охлаждения М, Д, ДЦ и Ц допускается по ПУЭ [6] в течение не более 5 суток на время максимума нагрузки общей продолжительности не более 6 часов в сутки, если нагрузка в нормальном режиме не превышает 93% номинальной,

. Расчетная мощность трансформаторов на первой подстанции составит:

ем 110/35/10 кВ 1.3.2 Расчет потокораспределения мощностей по линиям В соответствии с принятым порядком расчета после выбора номинального напряжения производится расчет потокораспределения мощностей по линиям. Этот расчет в последующем позволяет произвести выбор сечений проводов линий сети и в конечном итоге (с помощью последующих расчетов) выбрать из вариантов 2, 3 и 4 наиболее выгодный. Расчет потокораспределения мощностей производится последовательно, начиная с самой удаленной подстанции и соответствующей линии. Для варианта 2 самой удаленной подстанцией является п/ст6 и линия, соединяющая п/ст 5 и п/ст 6. Исходя из полученных данных таблицы 1.5 определяем потокораспределение для схемы варианта 2.

, где

- полная потребляемая мощность потребителей i -ой подстанции в МВА, приведенная в нижней строке таблицы 1.5. Используя результаты расчета потокораспределения для варианта 2, была построена схема замещения, представленная на рисунке 1.9.

Рисунок 1.10 – Схема замещения варианта 2 Для варианта 3 и 4 произведем такой же расчет, как и для варианта 2. При этом для линий, соединяющих подстанции 5-6 и 2-5 потокораспределение будет таким же, как и у варианта 2, т. к. конфигурация линий 35 кВ одинакова для всех вариантов. Для линий, соединяющих подстанции РПП-1, РПП-4, 3-2, 1-2 и 3-4, потокораспределение мощностей варианта 3 рассчитывается по следующим выражениям:

(1.25)

, (1.26)

, (1.27)

, (1.28)

(1.29) где

- длины линий в километрах по рисунку 1.7. При подстановке соответствующих значений получено:

1.4 Электрический расчет основных режимов работы проектируемой электрической сети Целью электрического расчета сети является определение параметров режимов, выделение возможностей дальнейшего повышения экономичности работы сети и получение необходимых данных для решения вопросов регулирования напряжения. В электрический расчет основных режимов работы проектируемой электрической сети входят: выбор трансформаторов, определение расчетных нагрузок подстанций, потерь напряжения в линиях и уточненные электрические расчеты для нормального режима наибольших нагрузок, нормального режима наименьших нагрузок и наиболее тяжелого послеаварийного режима при наибольших нагрузках; оценка достаточности регулирования напряжения трансформаторами с устройствами регулирования напряжения под нагрузкой. 1.4.1 Расчет и выбор трансформаторов приемных подстанций Для выбора трансформаторов необходимо определить максимальную нагрузку на каждой подстанции, затем по полученным значениям определить расчетную мощность транс


131395,25	137965,01	144863,26	152106,43	159711,75	167697,34	176082,21	184886,32
1325,7766	1392,0654	1461,6687	1534,7522	1611,4898	1692,0643	1776,6675	1865,5009
154383,05	156547,81	159147,36	163797,18	171479,24	179545,40	188014,87	196907,82
229941,69	241438,77	253510,71	266186,25	279495,57	293470,34	308143,86	323551,05
30223,46	33956,39	37745,34	40955,63	43206,53	45569,98	48051,59	50657,29
45335,19	50934,58	56618,02	61433,44	64809,79	68354,96	72077,39	75985,94
0,6575162	0,5717532	0,4971767	0,4323276	0,375937	0,3269018	0,2842624	0,2471847
29808,621	29122,013	28149,159	26559,372	24364,402	22345,359	20488,893	18782,563
-97514,54	-68392,52	-40243,37	-13683,99	10680,408	33025,767	53514,66	72297,223
-46898,16	-17776,15	10373,01	36932,38	61296,78	83642,14	104131,04	122913,60
20,70	23,26	25,85	28,05	29,59	31,21	32,91	34,70
19,58	21,69	23,72	25,00	25,20	25,38	25,56	25,73

Рисунок 1.13. Изменение показателей экономичности на протяжение 13 лет.

Для выбора окончательного варианта конфигурации электрической сети из трех, пользуясь составленной таблицей 1.10 и графиком рис. 1.13 выбираем наиболее экономичный вариант – вариант 3.

По результатам расчета составлена схема замещения, показанная на рисунке 1.11.

Рисунок 1.11 – Схема замещения варианта 3 Для варианта 4 мощность, проходящая по линиям РПП-1 и 1-2, будет равна мощностям линий РПП-1 и 1-4 варианта 2, соответственно. Для остальных линий потокораспределение определим по следующим выражениям:

, (1.29)

, (1.30)

(1.31) Подставляя значения, получаем следующие результаты:

По полученным результатам составляем схему замещения варианта 4.

Рисунок 1.12 – Схема замещения варианта 4 Анализируя результаты распределения вариантов можно выявить следующую особенность в варианте 3, имеется участок с малой загрузкой в нормальном режиме работы сети, что не позволяет эффективно использовать линию 3-2.


137965,02	144863,2	152106,43	159711,75	167697,34	176082,21	184886,3
1044,0491	1096,251	1151,0641	1208,6174	1269,0482	1332,5006	1399,126
154605,80	157088,0	163701,49	171364,37	179410,39	187858,71	196729,44
241438,78	253510,7	266186,25	279495,57	293470,34	308143,86	323551,1
34733,19	38569,08	40993,90	43252,48	45623,98	48114,06	50728,64
52099,79	57853,62	61490,86	64878,72	68435,97	72171,09	76092,97
0,5717532	0,4971767	0,4323276	0,375937	0,3269018	0,2842624	0,247185
29788,223	28763,47	26584,194	24390,313	22371,841	20515,529	18809,02
-52059,51	-23296,04	3288,1535	27678,467	50050,308	70565,837	89374,85
-4563,33	24200,15	50784,34	75174,65	97546,50	118062,02	136871,04
25,35	28,15	29,92	31,57	33,30	35,12	37,03
22,47	24,55	25,04	25,24	25,43	25,61	25,79

Таблица 1.13 Технико-экономические показатели варианта 4.

	Единица измерения
Капиталовложения	тыс. тенг
Проценты на кредит	тыс. тенг			23542,5	20525,43	16025,39
Издержки на обслуживание	тыс. тенг
Издержи на покупку электроэнергии	тыс. тенг			113504,1	119179,3	125138,3
Затраты на потерю электроэнергию	тыс. тенг			1145,26	1202,5185	1262,6444
Суммарные затраты	тыс. тенг			148347,9	151063,3	152582,3
Выручка от реализации	тыс. тенг			198632,2	208563,8	218992,0
Налоги и сборы	тыс. тенг			30170,62	23000,23	26563,89
Чистый доход (без дисконтирования)	тыс. тенг			20113,75	34500,34	39845,83
Коэффициент дисконтирования	тыс. тенг -	1,3225	1,15		0,869565	0,756143
Чистый доход с дисконтированием	тыс. тенг	-96542,5	-207566	20113,74	30000,29	30129,17
Чистый доход с дисконтированием нарастающим итогом	тыс. тенг	-96542,	-207566	-187452	-157452	-127323
Погашение задолженности нарастающим итогом	тыс. тенг	-73000	-156950	-136836	-106835	-76706
Рентабельность реализованной продукции	%			20,66	15,75	18,19
Рентабельность производства	%			20,34	15,23	17,41

Продолжение таблица 1.13.



11506,017	7034,7247	2666,4227

1704,57	1789,79	1879,28	1973,25	2071,91	2175,51	2284,28	2398,50
154515,4	156706,9
229941,6	241438,7				293470,3	308143,8	323551,0
30170,50	33892,72	37670,4	40885,8	43127,9	45482,20	47954,15	50549,69
45255,75	50839,08	56505,6	61328,7	64691,9	68223,30	71931,22	75824,54
0,657516	0,571753	0,49717	0,43232	0,37593	0,326901	0,284262	0,247184
29756,38	29067,40	28093,3	26514,1	24320,0	22302,31	20447,34	18742,66
-97684,1	-68616,7	-40523	-14009,	10310,7	32613,09	53060,44	71803,10
-47067,7	-18000,3	10092,9	36607,0	60927,1	83229,47	103676,8	122419,4
31,00	34,82	38,70	42,01	44,31	46,73	49,27	51,93
19,68	21,06	22,29	23,04	23,15	23,25	23,34	23,44

Таблица 1.12 Технико-экономические показатели варианта 3.

	Единица измерения
Капиталовложения	тыс.тенге
Проценты на кредит	тыс.тенг
Издержки на обслуживание	тыс.тенг
Издержи на покупку электроэнергии	тыс.тенг
Затраты на потерю электроэнергию	тыс.тенг			858,94	901,88	946,98	994,33
Суммарные затраты	тыс.тенг
Выручка от реализации	тыс.тенг
Налоги и сборы	тыс.тенг
Чистый доход (без дисконтирования)	тыс.тенг
Коэффициент дисконтирования	-	1,3225	1,15		0,8695	0,7561	0,6575
Чистый доход с дисконтированием	тыс.тенг	-90591	-194771
Чистый доход с дисконтированием нарастающим итогом	тыс.тенг	-90591	-194771	-174077	-143268	-112373	-81847
Погашение задолженности нарастающим итогом	тыс.тенг	-68500	-147275	-126581	-95771	-64877	-34351
Рентабельность реализованной продукции	%			22,66	17,24	19,88	22,59
Рентабельность производства	%			21,13	15,80	18,05	20,29

⇐ Предыдущая 4 5 6 7 8 91011 12 Следующая ⇒

Поделиться с друзьями:

Дата добавления: 2017-01-14; Просмотров: 150; Нарушение авторских прав?; Мы поможем в написании вашей работы!

Нам важно ваше мнение! Был ли полезен опубликованный материал? Да | Нет

studopedia.su - Студопедия (2013 - 2024) год. Все материалы представленные на сайте исключительно с целью ознакомления читателями и не преследуют коммерческих целей или нарушение авторских прав! Последнее добавление

Генерация страницы за: 0.01 сек.