Курсовой проект
.docx
|
Таблица 19 – Расчет капиталовложений на строительство подстанций для кольцевой сети |
|||||||||||||||
|
Сеть |
№ ПС |
Наименование оборудования |
Число, шт |
Стоимость, тыс. руб. |
Всего, тыс. руб. |
|
|||||||||
1 шт. |
Всего |
|||||||||||||||
Кольцевая |
ПС1 |
ТРДЦН 63000/220 |
2 |
14700 |
29400 |
139650 |
||||||||||
ОРУ 220 кВ |
2 |
12500 |
25000 |
|||||||||||||
ОРУ 10 кВ |
10 |
700 |
7000 |
|||||||||||||
ИРМ-10/6,3(12,6)/10 |
3 |
12250 |
36750 |
|||||||||||||
Постоянная часть затрат |
- |
- |
41500 |
|||||||||||||
ПС2 |
АТДЦТН 63000/220/110 |
2 |
16300 |
32600 |
211100 |
|||||||||||
ОРУ 220 кВ |
6 |
12500 |
75000 |
|||||||||||||
ОРУ 10 кВ |
5 |
700 |
3500 |
|||||||||||||
ЛТМН 16000/10 |
2 |
6500 |
13000 |
|||||||||||||
Постоянная часть затрат |
- |
- |
87000 |
|||||||||||||
ПС3 |
ТДН 25000/110 |
2 |
7100 |
14200 |
84800 |
|||||||||||
Подпись и дата |
|
|||||||||||||||
ОРУ 110 кВ (схема 9) |
3 |
7000 |
21000 |
|||||||||||||
ОРУ 10 кВ |
3 |
700 |
2100 |
|||||||||||||
Постоянная часть затрат |
- |
- |
47500 |
|||||||||||||
ПС4 |
ТДН 10000/110 |
2 |
4100 |
8200 |
78800 |
|||||||||||
ОРУ 110 кВ (схема 9) |
3 |
7000 |
21000 |
|||||||||||||
ОРУ 10 кВ |
3 |
700 |
2100 |
|||||||||||||
Постоянная часть затрат |
- |
- |
47500 |
|||||||||||||
Взам. инв. № дубл. |
|
|
514350 |
|||||||||||||
|
Радиальная электрическая сеть: 𝐾ПСΣ = 𝐾ПС ∙ 𝐾зон = 556350 ∙ 1,3 = 723255 тыс руб Кольцевая электрическая сеть: |
|
||||||||||||||
Взам. инв. № подл. |
|
𝐾ПСΣ = 𝐾ПС ∙ 𝐾зон = 514350 ∙ 1,3 = 668655 тыс руб
Экономическим критерием по которому определяют выгодный вариант сети является минимум приведенных затрат, руб/год, вычисленный по формуле: Зi Ен Ki Иi , [5] где 𝐸Н - нормативный коэффициент сравнительной эффективности капитальных вложений (𝐸Н = 0,12), для приведения кап. затрат к уровню ежегодных издержек. |
||||||||||||||
Подпись и дата |
|
|||||||||||||||
Инв. № подл. |
|
|||||||||||||||
|
|
|
|
|
КП.13.03.02.МИЛЕШКИН.00.00.ПЗ |
Лист |
||||||||||
|
|
|
|
|
||||||||||||
35 |
||||||||||||||||
Изм |
Лист |
№ докум. |
Подпись |
Дата |
|
К i – единовременное капитальное вложение в сооружаемые объекты: 𝐾рад = 𝐾ПСΣ + 𝐾ВЛΣ = 723255 + 871600 = 1595000 тыс. руб. 𝐾кольц = 𝐾ПСΣ + 𝐾ВЛΣ = 668655 + 665000 = 1334000 тыс. руб. ΣИ − ежегодные эксплуатационные издержки ΣИ = ИВЛ + ИПС + ∆Ипотер Где: ИВЛ − ежегодные эксплуатационные издержки в ЛЭП ИПС − ежегодные эксплуатационные издержки на ПС ∆Ипотер − затраты на возмещение потерь электроэнергии 𝛼рем + 𝛼обслуж ИВЛ = 100 ∙ 𝐾ВЛΣ Где: 𝛼рем = 0,4%, 𝛼обслуж = 0,4% [2, табл. 6.2] 𝛼рем + 𝛼обслуж ИПС = 100 ∙ 𝐾ПСΣ Где: 𝛼рем = 2,9%, 𝛼обслуж = 2% Издержки на покрытие потерь электроэнергии в сетях: ∆Ипотер = ∆𝑊Σ ∙ 𝑐потр тыс. руб. 𝑐потр = 4,2 МВт ∙ ч − средний тариф для Сибирского Федерального округа [6] Радиальная сеть 𝛼рем + 𝛼обслуж 0,4 + 0,4 ИВЛ = 100 ∙ 𝐾ВЛΣ = 100 ∙ 871600 = 6973 тыс. руб. 𝛼рем + 𝛼обслуж 2,9 + 2 ИПС = 100 ∙ 𝐾ПСΣ = 100 ∙ 723255 = 35440 тыс. руб. ∆𝑊Σ = ∆𝑊пост + ∆𝑊перем [7] ∆𝑊пост = ∆𝑃ХХΣ ∙ 𝑇вкл = (0,082 + 0,037 + 0,025 + 0,014) ∙ 8760 = 1384 МВт ∙ час [7] |
|||||||
Подпись и дата |
|
|||||||
Взам. инв. № дубл. |
|
|||||||
Взам. инв. № подл. |
|
|||||||
Подпись и дата |
|
|||||||
Инв. № подл. |
|
|||||||
|
|
|
|
|
КП.13.03.02.МИЛЕШКИН.00.00.ПЗ |
Лист |
||
|
|
|
|
|
||||
36 |
||||||||
Изм |
Лист |
№ докум. |
Подпись |
Дата |
|
WПЕР учитывают потери в обмотках трансформаторах и ЛЭП. ЛЭП: ∆𝑊перем = ∆𝑃 ∙ 𝜏𝑚𝑎𝑥 [7] 𝜏𝑚𝑎𝑥 = (0.124 + 0.0001 ∙ 𝑇ср взв)2 ∙ 8760 [7] Участок 02: 𝑇срвзв 02 = 4568 ч [раздел 1.5] 𝜏𝑚𝑎𝑥02 = (0.124 + 0.0001 ∙ 𝑇ср взв 02)2 ∙ 8760 = (0.124 + 0.0001 ∙ 4568)2 ∙ 8760 = 2955 ч ∆𝑊перем02 = ∆𝑃Л 02 ∙ 𝜏𝑚𝑎𝑥02 = 1,04 ∙ 2955 = 3073 МВт
Участок 21: 𝜏𝑚𝑎𝑥21 = (0.124 + 0.0001 ∙ 𝑇ср взв 21)2 ∙ 8760 = (0.124 + 0.0001 ∙ 3800)2 ∙ 8760 = 2225 ч ∆𝑊перем21 = ∆𝑃Л 21 ∙ 𝜏𝑚𝑎𝑥21 = 0,34 ∙ 2225 = 756,6 МВт Участок 23: 𝜏𝑚𝑎𝑥23 = (0.124 + 0.0001 ∙ 𝑇ср взв 23)2 ∙ 8760 = (0.124 + 0.0001 ∙ 7800)2 ∙ 8760 = 7159 ч ∆𝑊перем23 = ∆𝑃Л 32 ∙ 𝜏𝑚𝑎𝑥23 = 0,3 ∙ 7159 = 2148 МВт
Участок 24: 𝜏𝑚𝑎𝑥24 = (0.124 + 0.0001 ∙ 𝑇ср взв 24)2 ∙ 8760 = (0.124 + 0.0001 ∙ 5300)2 ∙ 8760 = 3747 ч ∆𝑊перем24 = ∆𝑃Л 24 ∙ 𝜏𝑚𝑎𝑥24 = 0,06 ∙ 3747 = 224,8 МВт ТР: ПС-1: ∆𝑊перем1 = ∆𝑃Тр 1 ∙ 𝜏𝑚𝑎𝑥1 = 0,3 ∙ 2225 = 667,5 МВт ПС-2: ∆𝑊перем2 = ∆𝑃Тр2 ∙ 𝜏𝑚𝑎𝑥2 = (0,2 + 0,16 + 0,14) ∙ 2955 = 1478 МВт ПС-3: ∆𝑊перем3 = ∆𝑃Тр 3 ∙ 𝜏𝑚𝑎𝑥3 = 0,12 · 7159 = 859,1 МВт |
|||||||
Подпись и дата |
|
|||||||
Взам. инв. № дубл. |
|
|||||||
Взам. инв. № подл. |
|
|||||||
Подпись и дата |
|
|||||||
Инв. № подл. |
|
|||||||
|
|
|
|
|
КП.13.03.02.МИЛЕШКИН.00.00.ПЗ |
Лист |
||
|
|
|
|
|
||||
37 |
||||||||
Изм |
Лист |
№ докум. |
Подпись |
Дата |
|
ПС-4: ∆𝑊перем4 = ∆𝑃Тр 4 ∙ 𝜏𝑚𝑎𝑥4 = 0,06 ∙ 3747 = 224,82 МВт Потери электроэнергии: ∆𝑊перем = ∆𝑊перем02 + ∆𝑊перем21 + ∆𝑊перем32 + ∆𝑊перем24 + ∆𝑊перем1 + ∆𝑊перем3 +: ∆𝑊перем2 + ∆𝑊перем4 = 3073 + 756,6 + 2148 + 224,8 + 667,5 + 1478 + 859,1 + 224,82 = 9431 МВт Условно-постоянные потери активной мощности в КУ ∆𝑊усл = 3 ∙ 10−3 ∙ 𝑛КУ ∙ 𝑄КУ ∙ 8760 МВт ∆𝑊усл = 0,003 ∙ 2 ∙ 6,3 ∙ 8760 = 331,1 МВт ∆𝑊Σ = ∆𝑊пост + ∆𝑊перем + ∆𝑊усл = 1384 + 9431 + 331,1 = 11150 МВт ∆Ипотер = ∆𝑊Σ ∙ 𝑐потр = 11150 ∙ 4,2 = 46810 тыс. руб. ΣИ = ИВЛ + ИПС + ∆Ипотер = 6973 + 35440 + 46810 = 89230 тыс. руб.
Кольцевая сеть 𝛼рем + 𝛼обслуж 0,4 + 0,4 ИВЛ = 100 ∙ 𝐾ВЛΣ = 100 ∙ 665000 = 5320 тыс. руб. 𝛼рем + 𝛼обслуж 2,9 + 2 ИПС = 100 ∙ 𝐾ПСΣ = 100 ∙ 668655 = 32760 тыс. руб. ∆𝑊Σ = ∆𝑊пост + ∆𝑊перем ∆𝑊пост = ∆𝑃ХХΣ ∙ 𝑇вкл = (0,082 + 0,037 + 0,025 + 0,014) ∙ 8760 = 1384 МВт ∙ час WПЕР учитывают потери в обмотках трансформаторах и ЛЭП. ЛЭП: WПЕР Р МАХ МАХ (0,124 0,0001ТСР.ВЗВ ) 8760 2
𝑇срвзв 02 = 4568 ч [раздел 1.5. ] 𝑇ср взв кольц = 7086 ч [раздел 1.5. ] Участок 02: |
|||||||
Подпись и дата |
|
|||||||
Взам. инв. № дубл. |
|
|||||||
Взам. инв. № подл. |
|
|||||||
Подпись и дата |
|
|||||||
Инв. № подл. |
|
|||||||
|
|
|
|
|
КП.13.03.02.МИЛЕШКИН.00.00.ПЗ |
Лист |
||
|
|
|
|
|
||||
38 |
||||||||
Изм |
Лист |
№ докум. |
Подпись |
Дата |
|
𝜏𝑚𝑎𝑥02 = (0.124 + 0.0001 ∙ 𝑇ср взв 02)2 ∙ 8760 = (0.124 + 0.0001 ∙ 4568)2 ∙ 8760 = 2955 ч ∆𝑊перем02 = ∆𝑃Л 02 ∙ 𝜏𝑚𝑎𝑥02 = 1 ∙ 2955 = 2955 МВт Участок 21: 𝜏𝑚𝑎𝑥21 = (0.124 + 0.0001 ∙ 𝑇ср взв 21)2 ∙ 8760 = (0.124 + 0.0001 ∙ 3800)2 ∙ 8760 = 2225 ч ∆𝑊перем21 = ∆𝑃Л 21 ∙ 𝜏𝑚𝑎𝑥21 = 0,3 ∙ 2225 = 667,5 МВт Участок 23: 𝜏𝑚𝑎𝑥23 = (0.124 + 0.0001 ∙ 𝑇ср взв кольц)2 ∙ 8760 = (0.124 + 0.0001 ∙ 7086)2 ∙ 8760 = 6073 ч ∆𝑊перем23 = ∆𝑃Л 32 ∙ 𝜏𝑚𝑎𝑥23 = 0,6 ∙ 6073 = 3644 МВт Участок 24: 𝜏𝑚𝑎𝑥34 = (0.124 + 0.0001 ∙ 𝑇ср взв кольц)2 ∙ 8760 = (0.124 + 0.0001 ∙ 7086)2 ∙ 8760 = 6073 ч ∆𝑊перем34 = ∆𝑃Л 34 ∙ 𝜏𝑚𝑎𝑥34 = 0,38 ∙ 6073 = 2308 МВт
Участок 34: 𝜏𝑚𝑎𝑥41 = (0.124 + 0.0001 ∙ 𝑇ср взв кольц)2 ∙ 8760 = (0.124 + 0.0001 ∙ 7086)2 ∙ 8760 = 6073 ч ∆𝑊перем41 = ∆𝑃Л 24 ∙ 𝜏𝑚𝑎𝑥41 = 0,2 ∙ 6073 = 1215 МВт
ТР: ПС-1: ∆𝑊перем1 = ∆𝑃Тр 1 ∙ 𝜏𝑚𝑎𝑥1 = 0,3 ∙ 2225 = 667,5 МВт ПС-2: ∆𝑊перем2 = ∆𝑃Тр2 ∙ 𝜏𝑚𝑎𝑥2 = (0,2 + 0,16 + 0,14) ∙ 4568 = 2284 МВт ПС-3: ∆𝑊перем3 = ∆𝑃Тр 3 ∙ 𝜏𝑚𝑎𝑥3 = 0,12 ∙ 6073 = 728,8 МВт ПС-4: ∆𝑊перем4 = ∆𝑃Тр 4 ∙ 𝜏𝑚𝑎𝑥4 = 0,06 ∙ 6073 = 364,4 МВт |
|||||||
Подпись и дата |
|
|||||||
Взам. инв. № дубл. |
|
|||||||
Взам. инв. № подл. |
|
|||||||
Подпись и дата |
|
|||||||
Инв. № подл. |
|
|||||||
|
|
|
|
|
КП.13.03.02.МИЛЕШКИН.00.00.ПЗ |
Лист |
||
|
|
|
|
|
||||
39 |
||||||||
Изм |
Лист |
№ докум. |
Подпись |
Дата |
|
∆𝑊перем = ∆𝑊перем02 + ∆𝑊перем21 + ∆𝑊перем32 + ∆𝑊перем24 + ∆𝑊перем14 + ∆𝑊перем1 + ∆𝑊перем3 +: ∆𝑊перем2 + ∆𝑊перем4 = 2955 + 667,5 + 3644 + 2308 + 1215 + 667,5 + 2284 + 728,8 + 364,4 = 14830 МВт ∆𝑊усл = 0,003 ∙ 3 ∙ 6.3 ∙ 8760 = 496.7 МВт ∆𝑊Σ = ∆𝑊пост + ∆𝑊перем + ∆𝑊усл = 1384 + 14830 + 496.7 = 16710 МВт ∆Ипотер = ∆𝑊Σ ∙ 𝑐потр = 16710 ∙ 4,2 = 70200 тыс. руб. ΣИ = ИВЛ + ИПС + ∆Ипотер = 5320 + 32760 + 70200 = 108300 тыс. руб |
|||||||
Подпись и дата |
|
|||||||
Взам. инв. № дубл. |
|
|||||||
Взам. инв. № подл. |
|
|||||||
Подпись и дата |
|
|||||||
Инв. № подл. |
|
|||||||
|
|
|
|
|
КП.13.03.02.МИЛЕШКИН.00.00.ПЗ |
Лист |
||
|
|
|
|
|
||||
40 |
||||||||
Изм |
Лист |
№ докум. |
Подпись |
Дата |
|
2.3. Технико-экономическое сравнение вариантов
Минимум приведенных затрат:
З = 𝐸Н ∙ 𝐾Σ + ΣИ = 0.12 ∙ 1595000 + 89230 = 280600 тыс. руб.
З = 𝐸Н ∙ 𝐾Σ + ΣИ = 0.12 ∙ 1334000 + 108300 = 268300 тыс. руб. Из приведенных расчетов видно, что при проектировании кольцевой сети затраты будут меньше, чем при проектировании радиальной.
В режиме минимальных нагрузок: 𝑃г рад 72 𝑐𝑜𝑠𝜑рад = = = 0,935 √𝑃2 + 𝑄2 √722 + 27,22 г рад г рад
𝑃г кол 72,1 𝑐𝑜𝑠𝜑кол = = = 0,927 √𝑃2 + 𝑄2 √72,12 + 29,12 г кол г кол
Радиальная сеть 𝑄ку = 𝑃г · (𝑡𝑔𝜑зад − 𝑡𝑔𝜑расч) = 72 · (0,484 − 0.378) ≈ 7.671 МВар Выбираем в качестве КУ реактор ИРМ 10/6,3 (12,6)/10 𝑄ку 7.671 𝑛ку = 𝑄 = 6,3 = 1,2 ед Примем 𝑛ку = 1 𝑄ед 6,3 𝐵ш = 𝑈2 = 102 = 0,063 См = 63000 мкСм ном Установим ИРМ 10/6,3 (12,6)/10 в количестве 𝑛ку в узел 2 |
|||||||
Подпись и дата |
|
|||||||
Взам. инв. № дубл. |
|
|||||||
Взам. инв. № подл. |
|
|||||||
Подпись и дата |
|
|||||||
Инв. № подл. |
|
|||||||
|
|
|
|
|
КП.13.03.02.МИЛЕШКИН.00.00.ПЗ |
Лист |
||
|
|
|
|
|
||||
41 |
||||||||
Изм |
Лист |
№ докум. |
Подпись |
Дата |
|
Полученные значения 𝑃г и 𝑄г в таблице узлов:
Рис. 17. Данные узлов с установленными КУ в радиальной схеме при мин. нагрузках Тогда коэффициент мощности практически равен исходному: 𝑃г рад 72.2 𝑐𝑜𝑠𝜑рад = = = 0,9 √𝑃2 + 𝑄2 √72.22 + 35.12 г рад г рад
Для регулировки напряжения были установлены анцапфы: Таблица 20 - Данные анцапф |
|||||||||||||||||||
Подпись и дата |
|
|||||||||||||||||||
|
N_bd |
Названия |
EИ |
+/- |
Тип |
Место |
Кнейт |
V_нр |
V_рег |
N_анц |
Шаг |
|
||||||||
1 |
ТР1 |
% |
+ |
РПН |
ВН |
1 |
230 |
11 |
12 |
-1 |
||||||||||
2 |
ЛРТ ПС2 |
% |
+ |
РПН |
ВН |
1 |
11 |
11 |
23 |
1,5 |
||||||||||
Взам. инв. № дубл. |
|
3 |
ТР3 |
% |
+ |
РПН |
ВН |
1 |
115 |
11 |
9 |
-1,78 |
||||||||
4 |
ТР4 |
% |
+ |
РПН |
ВН |
1 |
115 |
11 |
9 |
-1,78 |
||||||||||
|
Отрегулированная радиальная сеть: |
|
||||||||||||||||||
Взам. инв. № подл. |
|
Рис. 18. Данные ветвей с регулированием напряжения анцапфами |
||||||||||||||||||
Подпись и дата |
|
|||||||||||||||||||
Инв. № подл. |
|
|||||||||||||||||||
|
|
|
|
|
КП.13.03.02.МИЛЕШКИН.00.00.ПЗ |
Лист |
||||||||||||||
|
|
|
|
|
||||||||||||||||
42 |
||||||||||||||||||||
Изм |
Лист |
№ докум. |
Подпись |
Дата |