Для схемы №2:
Таблица№20
| Режимы
работы сети
| Значения напряжений (кВ) на шинах СН и НН подстанций
|
| ПС -1
| ПС -2
| ПС -3
|
| СН
| НН
| СН
| НН
| СН
| НН
|
| Режим максима
льных нагрузок
| 228,36(1,9)
120,19
| 219,3(34,85)
6,3
| 211,71(1,76)
120,3
| 202,9(34,85)
6,075
| 208,82(1,76)
118,65
| 198,75(34,85)
5,99
|
| Режим миним
альных нагрузок
| 211,68(1,9)
111,41
| 201,85(34,85)
5,8
| 195,52(1,76)
111,1
| 186,3(34,85)
5,6
| 192,72(1,76)
109,5
| 182,17(34,85)
5,53
|
| Послеаварийный режим
| 228,36(1,9)
120,19
| 219,3(34,85)
6,3
| 151,94(1,695)
89,65
| 141,5(34,85)
4,36
| 169,6(1,695)
100,06
| 158,3(34,85)
4,87
|
Для схемы №4:
Таблица№21
| Режимы работы сети
| Значения напряжений (кВ) на шинах СН и НН подстанций
|
| ПС- 1
| ПС- 2
| ПС -3
|
| СН
| НН
| СН
| НН
| СН
| НН
|
| Режим максимальных нагрузок
| 222,96(1,87)
119,7
| 213,42(34,85)
6,12
| 220,6(1,825)
120,9
| 212,1(34,85)
6,09
| 224,3(1,863)
120,4
| 214,75(34,85)
6,16
|
| Режим минимальных нагрузок
| 206,3(1,863)
110,7
| 196,35(34,85)
5,63
| 202,15(1,825)
110,77
| 193,12(34,85)
5,54
| 206,63(1,863)
110,9
| 196,5(34,85)
5,63
|
| Послеаварийный режим
| 222,96(1,87)
119,7
| 213,42(34,85)
6,12
| 206,04(1,727)
119,3
| 197,5(34,85)
5,67
| 210,75(1,76)
119,75
| 200,75(34,85)
5,76
|
13.Технико-экономические показатели спроектированной сети.
Из двух вариантов сети выбираем схему №5. Она более надежна, чем схема № 2.
Для схемы № 5:
Таблица№22
| № п/п
| Показатели
| Числовые значения
| Ед. изм.
|
|
|
|
|
|
|
| Потребляемая электропотребителями
- мощность
- электроэнергия
|
| МВт
млн. кВт*ч
|
|
| Коэффициент полезного действия:
|
|
|
|
| - по мощности
| 0,974
|
|
|
| - по электроэнергии
| 0,974
|
|
|
| Суммарные единовременные капиталовложения
|
| тыс.гривен
|
|
| Суммарные ежегодные эксплуатационные издержки
| 6422,46
| тыс.гривен
|
|
| Приведенные ежегодные народнохозяйственные затраты
| 28369,8
| тыс.гривен
|
|
| Себестоимость передачи электроэнергии
| 0,79
| коп/кВт*ч
|
14. Вывод
Целью данного курсового проекта было спроектировать районную электросеть, произвольным образом были составлены 6 схем запитки потребителей, главным условием которого было условие, все потребители должны быть запитаны минимум 2-мя путями. Все использованные схемы можно разделить на схемы с контурами и схемы только с двухцепными линиями. Как показал расчёт схемы с контурами, проигрывают по надёжности в силу тех или иных обстоятельств. Но, эти схемы нельзя оценивать объективно, так как при их расчёте были допущены 2 грубые ошибки обусловленные несовершенством методики расчёта. Первая ошибка заключается в том, что при расчёте мощностей которые протекают по ветвям контуров составлялись уравнения по второму закона Кирхгофа, а для того чтобы заменить сопротивления на длины линий делалось допущение, «сечение на всех участках считать одинаковым». Поле этого делался расчет и определялись мощности в протекающие в линиях, одним из следующих пунктов расчёта является определение токов протекающих в линиях и соответственно их сечений. В силу того что длины линий разные, мощности и токи протекающие в них тоже разные соответственно получим разные сечения и вернувшись к нашему допущению увидим, что это равносильно изменению длины линий как показывает практика до 400%, а значит это существенно скажется на перетоке мощностей. На расчётах это никак не отразится, вот если эту линию построить, то она будет работать совсем в другом режиме, нежели было рассчитано, что сведёт насмарку огромный труд. Поэтому когда мы пользуемся этим допущением необходимо пользоваться замечанием к нему, которое гласит: «в дальнейших расчётах разность между сечениями проводов ЛЭП относящимся к контуру необходимо свести к минимуму либо вообще исключить»
Вторая ошибка допускается в следующем пункте. Когда мы по формуле Илларионова определяем напряжение на линиях схемы. Она заключается в том, что мы подставляем не ту мощность которую необходимо, мы подставляем мощность которая протекает в нормальном режиме, а надо в аварийном. Как раз здесь становится понятно почему схемы с контурами проигрывают двухцепным. Дело в том, что для ЛЭП максимально проектная авария это обрыв одной из линий и если для двухцепной ЛЭП это приведёт к изменению параметров линии, то для ЛЭП с контуром существенно изменится переток мощностей, всё зависит от конфигурации схемы ЛЭП и мощности потребителей. А теперь опять вернёмся к формуле товарища Илларионова, если раньше подставляя мощность протекающую в нормальном режиме мы получали какое-то определённое напряжение на основании чего выбирался класс напряжения. Теперь же подставив мощность протекающую в аварийном режиме получим совершенно другое напряжение для которого выбранный ранее класс напряжения совершенно негодится, то
есть его надо повышать и чем больше соотношение мощностей, тем больше его надо повышать, что наглядным образом демонстрируется в данной работе. То есть, в этой работе и других почти все схемы с контурами абсолютно не приспособлены к аварийному режиму, что заранее позволяет их откинуть как ненадежные,
требующие перерасчёта и дополнительных капиталовложений, а при аварии отключения потребителей третьей категории, либо установкой вольтодобавочного трансформатора, что, в принципе необходимо сделать при аварийном режиме в схеме №2.
Вернувшись к данной работе можно отметить следующее:
-Были выбраны и рассчитаны по капиталовложениям 6 схем;
-Самыми дешевыми оказались №2 и №5;
-При более детальном расчёте дешевле и надёжней оказалась схема №5.
Из-за того, что в самом начале были допущены ошибки при расчёте 1,2,3 схемы, то в дальнейшем их можно будет пересчитать с учётом сделанных замечаний и сделать соответствующие выводы.
15.Литература:
[1] – Курсовое проектирование районной электрической сети в курсе «Электрические сети и системы». – 2-е изд. исправ. и доп. – Севастополь: СНУЯЭиП, 2007. – 116 с.: ил.
[2] – Сборник заданий и методических указаний к практическим и лабораторным занятиям по дисциплине «Электрические сети и системы» / Под общ. ред. К.Г. Коноплева. – Севастополь: СИЯЭиП, 2001. – 356 с.: ил.
2015-06-24
430
