Реферат Курсовая Конспект
КУРСОВОЙ ПРОЕКТ по курсу «Электрические системы и сети» «Проектирование электрической сети 110 кВ» - раздел Электротехника, Министерство Образования И Науки, Молодежи И Спорта Украины ...
|
МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ,
МОЛОДЕЖИ И СПОРТА УКРАИНЫ
ХАРЬКОВСКИЙ НАЦИОНАЛЬНЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ
«ХАРЬКОВСКИЙ ПОЛИТЕХНИЧЕСКИЙ ИНСТИТУТ»
КАФЕДРА «ПЕРЕДАЧА ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ»
КУРСОВОЙ ПРОЕКТ
по курсу «Электрические системы и сети»
«Проектирование электрической сети 110 кВ»
(ВАРИАНТ «Б-0»)
Выполнил студент группы Э – 29__
_______________________________
Руководитель: доц. Барбашов И.В.
Харьков 2011
Вариант № Б − 0
Студент__________________ Группа _____ Руководитель ___________________
Регион - Киевская обл. M 1:500000
Среднемесячная температура воздуха в осенне-зимний сезон -
Коэффициент попадания в максимум энергосистемы kм = 1
А: КЭС 110/330 кВ с блоками 4 x 200 + 2 x 300 МВт и автотрансформаторами
X 200 МВА
Сводные технико-экономические показатели оптимального варианта развития электрической сети 110 кВ
Сводные технико-экономические показатели оптимального варианта развития электрической сети 110 кВ определяются следующим образом.
Наибольшая активная мощность сети находится по формуле:
∑P = ∑(Pнi + Pсi). (13.16)
Годовой отпуск электроэнергии рассчитывается как:
∑W = ∑(Pнi + Pсi) ∙ Tнб.уi. (13.17)
Суммарные потери активной мощности в сети определяются по формулам:
∑∆P = ∑∆Pл' + ∑∆Pт" + ∑∆Pт'; (13.18)
∑∆P% = (∑∆P / ∑P) ∙ 100. (13.19)
Суммарные потери электроэнергии в сети определяются по формулам:
∑∆W = ∑∆Wл' + ∑∆Wт" + ∑∆Wт'; (13.20)
∑∆W% = (∑∆W / ∑W) ∙ 100. (13.21)
Удельные капиталовложения в линии на 1 МВт наибольшей активной нагрузки и на 1 км линии находятся из выражения:
кл = ∑Кл / (∑P ∙ ∑L). (11.22)
Удельные капиталовложения в ПС и сети на 1 МВт наибольшей активной мощности рассчитываются по формулам:
кп = ∑Кп / ∑P; (13.23)
кс = Кс / ∑P. (13.24)
Годовые затраты на техническое обслуживание и ремонт для линий Иор.л принимаются из табл. 30 ПЗ, а для ПС Иор.п – из табл. 31 ПЗ; годовые затраты на техническое обслуживание и ремонт сети Иор.с рассчитываются по формуле:
Иор.с = Иор.л + Иор.п. (13.25)
Амортизационные отчисления на реновацию линий Иа.л принимаются с табл. 30 ПЗ, а для ПС Иа.п – с табл. 31 ПЗ; амортизационные отчисления на реновацию сети Иа.с рассчитываются по формуле:
Иа.с = Иа.л + Иа.п. (13.26)
Стоимость потерь в линиях ИDWл принимается из табл. 30 ПЗ, на ПС ИDWп - из табл. 31 ПЗ (ИDWп » ИDWт); стоимость потерь в сети ИDWс находятся по формуле:
ИDWс = ИDWл + ИDWп. (13.27)
Годовые затраты для линий Ил принимаются из табл. 30 ПЗ, а для ПС Ип – из табл. 31 ПЗ; годовые затраты для сети Ис вычисляются по формуле:
Ис = Ил + Ип. (13.28)
Для оптимального варианту развития электрической сети 110 кВ также определяются следующие показатели эффективности:
− доход
Д = ∑W ∙ (свых – свх), (11.29)
где свых и свх – значение среднего тарифа на выходе и входе электрической сети; для сети 110 кВ и ниже свых = 5 ∙ 10−2 тыс. дол./(МВт×ч.),
свх = 4,05 ∙ 10−2 тыс. дол./(МВт×ч.) (см. табл. А.15);
− балансовая прибыль
Пб = Д – Ис; (11.30)
− текущая годовая чистая прибыль
Пt = Пб – Нп; (11.31)
где Нп – налог на прибыль;
Нп = p ∙ Пб, (11.32)
где р – ставка налога, который действует, на прибыль; в данное время р = 0,3;
− интегральный дисконтований чистая прибыль (интегральный эффект)
Пд.с = (Пt + Иа.с) / E – Кс; (11.33)
− рентабельность инвестиций
R = (Пt + Иа.с) / Кс; (11.34)
− срок окупаемости
Ток = 1 / R. (11.35)
Результаты определения сводных технико-экономических показателей оптимального варианта развития электрической сети 110 кВ записываются в табл. 32 ПЗ.
Примечание. В табл. А.5, А.11 и А.12, составленных на основании данных «Норм определения экономической эффективности капитальных вложений в энергетику. Энергосистемы и электрические сети» (НТП ЭК) [4], значения стоимости сооружения линий и ПС сети, а также тариф на электроэнергию на входе в электрические сети 110 (150) кВ и ниже (табл. А.15) приводятся в долларах США. Перевод в национальную валюту производится по официальному курсу НБУ на момент выполнения расчетов, используя коэффициент КНБУ. (При перерасчете показателей стоимости, приведенных в тыс. дол., использован коэффициент КНБУ = …… (согласно данных НБУ Украины на ........2012 г.).
Таблица 30 – Технико-экономические показатели линий 110 кВ электрической сети
Величина | Линии сети | |||||||
Б-3 | 3-4 | 4-5 | А-5 | А-1 | 1-2 | Б-2 | Б-6 | |
Lл, км | 22,5 | 31,3 | 26,3 | 19,4 | 25,6 | 38,1 | 22,5 | 19,4 |
nцеп(F), шт.(мм2) | 1(240/32) | 1(240/32) | 1(240/32) | 1(240/32) | 1(240/32) | 1(240/32) | 1(240/32) | 2(240/32) |
к0, тыс. дол. | ||||||||
Кл, тыс. дол. | 562,5 | 782,5 | 657,5 | 952,5 | 562,5 | 795,4 | ||
∑Кл, тыс. дол. | 7295,8 | |||||||
aа.л, отн. ед. | 0,02 | |||||||
Иа.л, тыс. дол. | 145,9 | |||||||
aор.л, отн. ед. | 0,012 | |||||||
Иор.л, тыс. дол. | 87,5 | |||||||
DРл', МВт | 0,535 | 0,211 | 0,008 | 0,254 | 0,006 | 0,044 | 0,243 | 0,033 |
∑DРл', МВт | 1,334 | |||||||
tл, ч/год | ||||||||
DWл', МВт×ч | ||||||||
∑DWл', МВт×ч | ||||||||
b', тыс. дол./(МВт×ч.) | 4,05·10−2 | |||||||
ИDWл', тыс. дол. | 201,8 | |||||||
Ил, тыс. дол. | 435,2 |
Таблица 31 – Определение технико-экономических показателей ПС 110 кВ электрической сети
Величина | ПС | |||||
Шифр ВРП ВН | 110-4 | 110-4 | 110-4 | 110-4 | 110-4 | 110-2 |
Шифр ВРП СН | − | 35-5 | − | 35-5 | − | |
Шифр ЗРП НН | 10-1 | 10-1 | 10-1 | 10-1 | 10-2 | 10-1 |
nтxSн.т, шт. xМВА | 2х10 | 2х16 | 2х16 | 2х25 | 2х25 | 2х16 |
Uвн /Uсн /Uнн, кв | 110/10 | 110/35/10 | 110/10 | 110/35/10 | 110/10 | 110/10 |
Кп, тыс. дол. | ||||||
∑Кп, тыс. дол. | ||||||
aа.п, отн. ед. | 0,036 | |||||
Иа.п, тыс. дол. | 177,5 | |||||
aор.п, отн. ед. | 0,024 | |||||
Иор.п, тыс. дол. | 118,3 | |||||
ΔPт'', МВт | 0,028 | 0,046 | 0,038 | 0,042 | 0,054 | 0,038 |
∑ΔPт'', МВт | 0,246 | |||||
Твкл, ч/год | ||||||
∑ΔWт'', МВт·ч | ||||||
b", тыс. дол./(МВт·ч) | 3,04×10−2 | |||||
ИΔWт'', тыс. дол. | 65,5 | |||||
ΔPт', МВт | 0,064 | 0,08 | 0,088 | 0,084 | 0,094 | 0,058 |
∑ΔPт', МВт | 0,552 | |||||
Тнб.в, ч/год | ||||||
τв, ч/год | ||||||
ΔWт', МВт·ч | 96,1 | 487,4 | 461,5 | 242,4 | 456,4 | 114,1 |
∑ΔWт', МВт·ч | 1857,9 | |||||
b', тыс. дол./(МВт·ч) | 4,05×10−2 | |||||
ИΔWт', тыс. дол. | 75,2 | |||||
ИΔWт (ИΔWп), тыс. дол. | 140,7 | |||||
Ип, тыс. дол. | 436,5 |
Таблица 32 – Сводные технико-экономические показатели электрической сети 110 кВ
Показатели | Обозначение показателя | Значение показателя |
1 Технические | ||
1.1 Номинальное напряжение сети | Uном.свн, кВ | |
Uном.вн, кВ | ||
Uном.сн, кВ | ||
Uном.нн, кВ | ||
1.2 Наибольшая активная мощность сети | ∑Р, МВт | 125,44 |
1.3 Годовой отпуск электроэнергии | ∑W, МВт×ч | 667388,1 |
1.4 Суммарные потери активной мощности в сети | ∑ΔР, МВт | 2,132 |
∑ΔР%, % | 1,7 | |
1.5 Суммарные потери электроэнергии в сети | ∑ΔW, МВт·ч | 8995,9 |
∑ΔW%, % | 1,3 | |
2 Объемные | ||
2.1 Количество понижающих ПС | nпс, шт. | |
2.2 Количество трансформаторов | nт, шт. | |
2.3 Суммарная установленная мощность трансформаторов | ∑Sн.т, МВА | |
2.4 Количество ячеек выключателей на стороне ВН ПС | nяч.в, шт. | |
2.5 Суммарная длина линий в одноцепном исполнении | ∑L, км |
Продолжение таблицы 32
Показатели | Обозначение показателя | Значение показателя |
3 Экономические | ||
3.1 Суммарные капиталовложения | ∑Кл, тыс. дол. | 7295,8 |
∑Кп, тыс. дол. | ||
Кс, тыс. дол. | 12225,8 | |
3.2Удельные капиталовложения | кл, тыс. дол./(МВт·км) | 0,29 |
кп, тыс. дол./МВт | 39,3 | |
кс, тыс. дол./МВт | 94,5 | |
3.3 Стоимость потерь электроэнергии | ИΔWл, тыс. дол. | 201,8 |
ИΔWп, тыс. дол. | 140,7 | |
ИΔWс, тыс. дол. | 342,5 | |
3.4 Ежегодные затраты на техническое обслуживание и ремонт | Иор.л, тыс. дол. | 87,5 |
Иор.п, тыс. дол. | 118,3 | |
Иор.с, тыс. дол. | 205,8 | |
3.5 Амортизационные отчисления на реновацию | Иа.л, тыс. дол. | 145,9 |
Иа.п, тыс. дол. | 177,5 | |
Иа.с, тыс. дол. | 323,4 | |
3.6 Ежегодные затраты | Ил, тыс. дол. | 435,2 |
Ип, тыс. дол. | 436,5 | |
Ис, тыс. дол. | 871,7 | |
3.7 Доход | Д, тыс. дол. | 6340,2 |
3.8 Балансовая прибыль | Пб, тыс. дол. | 5468,5 |
3.9 Текущая годовая чистая прибыль | Пt, тыс. дол. | 3827,9 |
3.10 Интегральный эффект | Пдс, тыс. дол. | 29287,6 |
3.11 Рентабельность инвестиций | R, отн. ед. | 0,34 |
3.12 Срок окупаемости | Ток, лет | 2,95 |
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Нормы технологического проектирования энергетических систем и электрических сетей 35 кВ и выше. ГКД 341.004.003-94. - Киев, 1994.
2. Правила устройства электроустановок. – Харьков: Форт, 2009.
3 Нормы технологического проектирования подстанций переменного тока с высшим напряжением 6–750 кВ. ГКД 341.004.001-94. – Киев, 1994.
4. Определение экономической эффективности капитальных вложений в энергетику. Методика. Энергосистемы и электрические сети. ГКД 340.000.002-97. – Киев, 1997.
5. Барбашов И.В., Веприк Ю.Н., Черкашина В.В., Шутенко О.В. Основы анализа установившихся режимов электрических систем и сетей: Учебное пособие. - Харьков: НТУ «ХПИ», 2010.
6. Справочник по проектированию электроэнергетических систем/Под ред. С.С. Рокотяна и И.М. Шапиро. – М.: Энергоатомиздат, 1985.
7. Нормы технологического проектирования воздушных линий электропередачи 0,38-750 кВ. Провода линий электропередач 35-750 кВ. ГКД 341.004.002-94. – Киев, 1994.
8. Барбашов И.В. Общая характеристика современных электрических систем и сетей: Учебное пособие. ‑ Харьков: НТУ «ХПИ», 2002.
9. Пособие по проектированию городских и поселковых электрических сетей (к ВСН 97-83) / Гипрокоммунэнерго, МНИИТЭП. - М.: Стройиздат, 1987.
10. Электрические системы. Режимы работы электрических систем и сетей / Под ред. В.А. Веникова. – М.: Высш. шк., 1975.
ПРИЛОЖЕНИЕ А
Таблица А.1 –Пропускная способность и дальность передачи линий 110 кВ [6]
Сечение провода, мм2 | Передаваемая мощность, МВт | Длина линии, км | ||
натуральная | при плотности тока 1,1 А/мм2 | предельная при КПД равном 0,9 | средняя между соседними ПС | |
Таблица А.2 –Схемы электрических сетей 110 кВ, рекомендуемые при проектировании их развития [1]
Наименование сети | Схема | Область использования схемы | Примечания |
Одинарная с двусторонним питанием ПС от разных источников | Электроснабжение районов, кроме городов и промузлов | 1. Предельная протяженность сети до 120 км 2. Рекомендуется присоединение не более трех ПС | |
Двухцепная радиальная (тупиковая) | Глубокие вводы для электроснабжения городов, промузлов и промпредприятий | Потребители резервируются по сети вторичного напряжения | |
Двухцепная магистральная | Глубокие вводы для электроснабжения городов, промузлов и промпредприятий | 1. ПС питают технологически не связанных между собой потребителей 2. Потребители резервируются по сети вторичного напряжения |
Продолжение таблицы А.2
Наименование сети | Схема | Область использования схемы | Примечания |
Двухцепная с двусторонним питанием ПС от разных источников | Электроснабжение больших, крупных и крупнейших городов, а также транспортных потребителей | 1. Предельная протяженность сети до 120 км. 2. Рекомендуется присоединение не более шести проходных ПС (или чередование проходных и ответвительных ПС). |
Примечание. При параллельном следовании двух линий рекомендуется выполнять их на двухцепных опорах. Не допускается применение линий на двухцепных опорах в особо гололедных районах для питания тяговых ПС, головных перекачивающих станций нефтепроводов, электроприводных компрессорных станций газопроводов и шахт.
Таблица А.3 − Схемы ОРУ тупиковых, ответвительных и проходных ПС электрических сетей 110 кВ [3]
Наименование ПС | Присоединение ПС к сети | Шифр и наименование схемы | Условное изображение схемы | Область и условия применения схемы |
Тупиковая | 110-2. Два блока линия-трансформатор с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий | На стороне ВН тупиковых и ответвительных ПС 35−220 кВ | ||
Ответвительная | ||||
Проходная | 110-3. Мостик с выключателями в цепях линий и ремонтной перемычкой со стороны линий | На стороне ВН проходных ПС 110−220 кВ при необходимости секционирования линий с двухсторонним питанием или при транзите мощности через ПС при наличии ОАПВ | ||
110-4. Мостик с выключателями в цепях трансформаторов и ремонтной перемычкой со стороны трансформаторов | На стороне ВН проходных ПС 110−220 кВ при необходимости секционирования линий с двухсторонним питанием или при транзите мощности по одной линии110−220 кВ при отсутствии ОАПВ; при необходимости сохранения транзита мощности через ПС при повреждении трансформатора. |
Таблица А.4 –Схемы ОРУ узловых ПС электрических сетей 110 кВ [3]
Наименование ПС | Присоединение ПС к сети | Шифр и наименование схемы | Условное изображение схемы | Область и условия применения схемы |
Узловая | 35-5. Одна секционированная выключателем система шин | На стороне ВН узловых ПС 35 кВ и на стороне СН 35 кВ ПС более высоких напряжений. В качестве начального этапа развития схемы допускается подключение двух отходящих линий, по одной на каждой секции. | ||
110-6. Одна рабочая, секционированная выключателем, и обходная система шин | На стороне ВН узловых ПС сети 110−220 кВ при преобладающем числе парных линий или линий, резервируемых от других ПС. Допускается подключение не резервируемых линий не более одной на любой из секций. Согласно [1], количество ВЛ 110 кВ, присоединяемых к ПС, не должно, как правило, превышать четырех. |
Продолжение таблица А.4
Наименование ПС | Присоединение ПС к сети | Шифр и наименование схемы | Условное изображение схемы | Область и условия применения схемы |
Узловая | 110-7. Две рабочие и обходная система шин | На стороне СН 110−220 кВ ПС более высоких напряжений с количеством отходящих линий до 12 включительно. | ||
110-8. Две рабочие, секционированные выключателями, и обходная система шин с двумя обходными и двумя ШСВ | На стороне СН 110−220 кВ ПС более высоких напряжений с количеством отходящих линий более 12, а также при необходимости снижения токов короткого замыкания. |
Таблица А.5 – Характеристики ВЛ 110 кВ [4]
Количество цепей, шт. | Сечение, мм2 | Опоры | Допустимый ток нагрева Iдоп (при qвозд = +25°С), А | Стоимость к0, тыс. дол/км |
1(240/32) | ЖБ одностоечные свободностоящие | |||
2(240/32) |
Таблица А.6 –Среднемесячная температура воздуха в осенне-зимний сезон для некоторых областей Украины [9]
Область | qвозд, °С | Область | qвозд, °С |
Винницкая | Николаевская | +5 | |
Луганская | Одесская | +5 | |
Днепропетровская | Полтавская | ||
Донецкая | Сумская | ||
Житомирская | Харьковская | ||
Закарпатская | +5 | Херсонская | +5 |
Запорожская | +5 | Хмельницкая | |
Киевская | Черкасская | ||
Кировоградская | Черниговская | ||
Крымская | +5 | Черновицкая |
Таблица А.7 –Поправочные коэффициенты, отн. ед., на температуру воздуха для неизолированных проводов [7]
qвозд, °С | qдоп, °С | Коэффициент kθ, при температуре воздуха, °С | |||
−5 | +5 | +10 | |||
+25 | +70 | 1,29 | 1,24 | 1,2 | 1,15 |
Таблица А.8 - Расчетные данные ВЛ 110 кВ со сталеалюминиевыми проводами [6]
Номинальное сечение провода, мм2 | r0, Ом/км, при +20 °С | x0, Ом/км | b0, 10-6 Смкм | q0, Мвар/км |
240/32 | 0,12 | 0,405 | 2,81 | 0,0375 |
Примечание. Зарядная мощность q0 посчитана по среднеэксплуатационному напряжению 1,05Uном; усредненные среднегеометрические расстояния между фазами приняты при напряжении 110 кВ равными 5 м.
Таблица А.9 –Основные технические данные двухобмоточных понижающих трансформаторов 110 кВ [6]
Тип | Uн.в, кВ | Uн.н., кВ | uк, % | DPх, кВт | DPк, кВт | DQх, квар | Rт, Ом | Xт, Ом | Gт, 10-6 См | Bт, 10-6 См |
ТМН-6300/110 | 6,6; | 10,5 | 11,5 | 50,4 | 14,7 | 220,4 | 0,87 | 3,81 | ||
ТДН-10000/110 | 6,6; | 10,5 | 7,95 | 1,06 | 5,29 | |||||
ТДН-16000/110 | 6,6; | 10,5 | 4,38 | 86,7 | 1,44 | 8,47 | ||||
ТРДН-25000/110 | 6,3/6,3; 10,5/10,5 | 10,5 | 2,54 | 55,9 | 2,04 | 13,23 | ||||
ТРДН-40000/110 | 6,3/6,3; 10,5/10,5 | 10,5 | 1,40 | 34,7 | 2,72 | 19,66 | ||||
ТРДЦН-63000/110 | 6,3/6,3; 10,5/10,5 | 10,5 | 0,87 | 4,46 | 31,0 |
Примечание. Регулирование напряжения двухобмоточных трансформаторов осуществляется за счет РПН ±9х1,78 % в нейтрали ВН.
Таблица А.10 –Основные технические данные трехобмоточных понижающих трансформаторов 110 кВ и автотрансформаторов 330 кВ [6]
Тип | Uн.в, кВ | Uн.в, кВ | Uн.н., кВ | uк.в−с % | uк.в−н % | uк.с−н % | DPх, кВт | DPк.в−с кВт | DQх квар |
ТМТН-6300/110 | 38,5 | 6,6; | 10,5 | 75,6 | |||||
ТДТН-10000/110 | 38,5 | 6,6; | 10,5 | ||||||
ТДТН-16000/110 | 38,5 | 6,3; 10,5 | 10,5 | ||||||
ТДТН-25000/110 | 38,5 | 6,3; 10,5 | 10,5 | 17,5 | 6,5 | ||||
ТДТН-40000/110 | 38,5 | 6,6; | 10,5 | ||||||
ТДТН-63000/110 | 38,5 | 6,3; 10,5 | 10,5 | 6,5 | |||||
АТДЦТН-125000/330/110 | 10,5; 38,5 | ||||||||
АТДЦТН-200000/330/110 | 10,5; 38,5 | 22,5 |
Продолжение таблицы А.10
Тип | Rв, Ом | Rс, Ом | Rн, Ом | Xв, Ом | Xс, Ом | Xн, Ом | Gт, 10-6 См | Bт, 10-6 См |
ТМТН-6300/110 | 9,7 | 9,7 | 9,7 | 225,7 | 131,2 | 1,06 | 5,72 | |
ТДТН-10000/110 | 142,2 | 82,7 | 1,29 | 8,32 | ||||
ТДТН-16000/110 | 2,6 | 2,6 | 2,6 | 88,9 | 1,74 | 12,1 | ||
ТДТН-25000/110 | 1,5 | 1,5 | 1,5 | 56,9 | 35,7 | 2,34 | 13,23 | |
ТДТН-40000/110 | 0,8 | 0,8 | 0,8 | 35,5 | 22,3 | 3,25 | 18,15 | |
ТДТН-63000/110 | 0,5 | 0,5 | 0,5 | 13,6 | 4,23 | 33,35 | ||
АТДЦТН-125000/330/110 | 1,3 | 1,3 | 2,6 | 91,5 | 213,4 | 1,06 | 5,74 | |
АТДЦТН-200000/330/110 | 0,8 | 0,8 | 58,5 | 126,6 | 1,65 | 9,18 |
Примечания: 1. Регулирование напряжения трехобмоточных трансформаторов осуществляется за счет РПН ±9х1,78 % в нейтрали ВН и ПБВ ±2х2,5 % на стороне СН.
2. Регулирование напряжения автотрансформаторов осуществляется за счет РПН ±6х2 % на стороне СН.
Таблица А.11 – Стоимость строительства подстанций 110 кВ, тыс. дол. [4]
Тип ПС | Напряжение, кВ | Номер схемы по НТП ПС | Стоимость при мощности трансформаторов, МВА | |||||
2x6,3 | 2x10 | 2x16 | 2x25 | 2x40 | 2x63 | |||
Открытая | 110/10 | 110-1 | – | – | ||||
110-2 | ||||||||
110-3(4) | ||||||||
110-6 | ||||||||
110/35/ | 110-1 | – | – | |||||
110-2 | ||||||||
110-3(4) | ||||||||
110-6 | ||||||||
Закрытая | 110/10 | 110-2 | – | – | – | |||
110-3(4) | – | – | – |
Примечания:
1. В РУ 110, 35 и 10 кВ учтена установка масляных выключателей с током отключения соответственно до 25; 12,5 и 31,5 кА;
2. В РУ 110 кВ со схемой 110-6 учтено присоединение 4-х ВЛ, а в остальных схемах – 2-х ВЛ;
3. В РУ 35 кВ везде предусмотрена схема 35-5 с присоединением 4-х ВЛ;
4. Схемы РУ 10 кВ и учтенное количество линейных ячеек 10 кВ в зависимости от мощности трансформаторов приведены ниже:
Напряжение, кВ | Мощность трансформаторов, МВА | 2x6,3 | 2x10 | 2x16 | 2x25 | 2x40 | 2x63 |
110/10 | Схема РУ 10 кВ | 10-1 | 10-1 | 10-1 | 10-2 | 10-2 | 10-2 |
Количество линейных ячеек | |||||||
110/35/10 | Схема РУ 10 кВ | 10-1 | 10-1 | 10-1 | 10-1 | 10-2 | 10-2 |
Количество линейных ячеек |
Таблица А.12 – Стоимость ячеек РУ 10−750 кВ, тыс. дол. [4]
Напряжение, кВ | Тип выключателя | Ток отключения до | Стоимость |
Масляный | |||
Таблица А.13– Ежегодные издержки на техническое обслуживание и ремонт электрических сетей [4]
Напряжение, кВ | Издержки, % от стоимости основных фондов | |
ВЛ | ПС | |
35−110 | 1,2 | 2,4 |
220−750 | 0,9 | 2,4 |
Таблица А.14– Нормы амортизационных отчислений [4]
Наименование электрических сетей | Норма амортизационных отчислений, % от капзатрат |
ВЛ 35−750 кВ на стальных и ж.б. опорах | |
ПС 10−750 кВ электрооборудование ПС в целом | 4,4 3,6 |
Примечание. Норма отчислений по ПС в целом приведена как средневзвешенная с учетом соотношения стоимостей оборудования, зданий и сооружений.
Таблица А.15– Значения среднего тарифа на входе и выходе в электрические сети разных напряжений, тыс. дол./МВт·ч[4]
Наименование сети | вход | выход |
Сети 110(150) кВ и ниже | 4,05∙10−2 | 5∙10−2 |
в т.ч сети 110(150) кВ | 4,05∙10−2 | 4,3∙10−2 |
Коэффициент к среднему тарифу для определения стоимости потерь холостого хода равен·0,75−0,8.
Таблица А.16 – Основные технические данные некоторых турбогенераторов [6]
Тип | Рн.г, Мвт | cosjг | Uн.г, кВ | Xd¢¢, о.е. | Xd¢, о.е. | Xd, о.е. | X2, о.е. | X0, о.е. |
ТВФ-100-2 | 0,80 | 10,5 | 0,191 | 0,278 | 1,92 | 0,234 | 0,0973 | |
ТВВ-160-2 | 0,85 | 0,221 | 0,329 | 2,3 | 0,269 | 0,115 | ||
ТВВ-200-2а | 0,85 | 15,75 | 0,180 | 0,272 | 2,106 | 0,220 | 0,1 | |
ТВВ-220-2 | 0,85 | 15,75 | 0,200 | 0,290 | 1,97 | 0,240 | 0,09 | |
ТГВ-300W | 0,85 | 0,195 | 0,300 | 2,195 | 0,238 | 0,096 | ||
ТВВ-320-2 | 0,85 | 0,173 | 0,258 | 1,698 | 0,211 | 0,09 | ||
ТВВ-500-2Е | 0,85 | 0,222 | 0,318 | 2,31 | 0,274 | 0,125 |
Таблица А.17 – Основные технические данные двухобмоточных повышающих трансформаторов 110–330 кВ [6]
Тип | Uн.в., кВ | Uн.н., кВ | uк, % | DPх, кВт | DPк, кВт | DQх, квар | Rт, Ом | Xт, Ом | Gт, 10-6См | Bт, 10-6См |
ТДЦ-125000/110 | 10,5 | 10,5 | 687,5 | 0,37 | 12,3 | 8,2 | 46,96 | |||
ТДЦ-200000/110 | 10,5 | 0,2 | 7,7 | 11,61 | 68,3 | |||||
ТДЦ-250000/110 | 15,75 | 10,5 | 0,15 | 6,1 | 13,66 | 85,38 | ||||
ТДЦ-400000/110 | 10,5 | 0,08 | 3,8 | 21,86 | 122,94 | |||||
ТДЦ-200000/330 | 1,68 | 66,2 | 1,83 | 7,47 | ||||||
ТДЦ-250000/330 | 15,75 | 1,2 | 52,9 | 1,99 | 9,33 | |||||
ТДЦ-400000/330 | 0,6 | 3,03 | 13,29 | |||||||
ТДЦ-630000/330 | 0,4 | 3,36 | 18,31 |
Таблица А.18– Перечень и область применения схем РУ 10 кВ [3]
Шифр и наименование схемы | Условное изображение схемы | Условия применения схемы |
10-1. Одна одиночная секционированная выключателем система шин | При двух трансформаторах с нерасщепленной обмоткой 10 кВ без реакторов или с одинарными реакторами. | |
10-2. Две одиночные секционированные выключателями системы шин | При двух трансформаторах с нерасщепленной обмоткой 10 кВ без реакторов или с одинарными реакторами либо с нерасщепленной обмоткой и сдвоенными реакторами. | |
10-3. Четыре одиночные секционированные выключателями системы шин | При двух трансформаторах с расщепленной обмоткой 10 кВ и сдвоенными реакторами. |
Таблица А.19 –Схемы ОРУ 330 кВ [3]
Шифр и наименование схемы | Условное изображение схемы |
330-9. Четырехугольник | |
330-10. Трансформаторы-шины с присоединением линий через два выключателя | |
330-11. Полуторная |
Таблица А.20–Удельная повреждаемость и время простоя при аварийных и плановых отключениях линий 110 кВ [10]
Наименование линий и их характеристики | Аварийное отключение | Плановое отключение | ||
Удельная поврежда-емость λ, 1/(год ∙ 100 км); | Время Простоя tав, (1/год) 10−3 | Время простоя при капитальном ремонте tк.р, (1/час) 10−3 | Время простоя при текущем ремонте tт.р, (1/час) 10−3 | |
Одноцепные на ЖБ опорах | 1,22 | 0,502 | 27,4 | 3,2 |
Двухцепные на ЖБ опорах при отключении одной цепи | 1,182 | 0,407 | 27,4 | 3,2 |
Двухцепные на ЖБ опорах при отключении обеих цепей | 0,048 | 2,74 | ––– | ––– |
Примечание. Периодичность капитального ремонта для ВЛ – 1/6 1/час;
периодичность текущего ремонта – 1/1 1/час.
Рисунок А.1 − Примеры обозначений, показываемых на рисунке 4 ПЗ
– Конец работы –
Используемые теги: курсовой, Проект, курсу, электрические, системы, сети, Проектирование, электрической, сети0.118
Если Вам нужно дополнительный материал на эту тему, или Вы не нашли то, что искали, рекомендуем воспользоваться поиском по нашей базе работ: КУРСОВОЙ ПРОЕКТ по курсу «Электрические системы и сети» «Проектирование электрической сети 110 кВ»
Если этот материал оказался полезным для Вас, Вы можете сохранить его на свою страничку в социальных сетях:
Твитнуть |
Новости и инфо для студентов