2020-10-11
172Приложение. Варианты заданий
Вариант I. Определить финансово-экономическую эффективность развития системы электроснабжения промышленного района в связи с необходимостью повышения уровня надежности электроснабжения потребителей и ростом электрических нагрузок. Структурная схема проектируемой электрической сети 220 кВ, состоящей из двух одноцепных воздушных линий электропередачи ВЛ 1 и ВЛ2 и понижающей подстанции ПС Д с двумя автотрансформаторами, приведена на рис. 1.
 |
Рис. 1. Схема проектируемой электрической сети 220 кВ
Инвестиции в развитие сети осуществляется в два этапа – в начале первого и пятого года расчетного периода.
Срок строительства сети — 5 лет. В первый год сооружается одноцепная воздушная линия ВЛ 1, на источнике питания ИП А устанавливается один выключатель, на понижающей подстанции ПС Д устанавливается часть выключателей распределительных устройств 220, 110 и 10 кВ (РУВН, РУСН, РУНН) и один автотрансформатор. В пятый год сооружается вторая одноцепная воздушная линия ВЛ 2, на ИП Б устанавливается один выключатель, на ПС Д устанавливается оставшаяся часть выключателей распределительных устройств и второй автотрансформатор. Исходные данные в зависимости от номера подварианта приведены в табл. 1.
|
|
|
Начало частичной эксплуатации электрической сети — второй год. Выход на проектный уровень нагрузки — седьмой год. Динамика электрической нагрузки по годам приведена в табл. 2. Принять потери электроэнергии в проектируемой электрической сети равными 3 % от суммарного отпуска электроэнергии в сеть (от ИП А и ИП Б).
Таблица 1
| № подварианта | 1 | 2 | 3 | |
| Регион сооружения сети | Архангельская область | Волгоградская область | Красноярский край | |
| Длина ВЛ1 / ВЛ2, км | 110 / 140 | 90 / 110 | 50 / 75 | |
| Материал опор ВЛ1 и ВЛ2 | ж/б | сталь | ж/б | |
| Сечение проводов ВЛ1 / ВЛ 2, мм2 | 240 / 240 | 300 / 300 | 400 / 300 | |
| Тип выключателей | 220 кВ | Воздушные | Элегазовые | Воздушные |
| 110 кВ | Воздушные | Элегазовые | Воздушные | |
| 10 кВ | Вакуумные | Вакуумные | Вакуумные | |
| Количество устанавливаемых выключателей на ПС Д на первом / втором этапе | 220 кВ | 1 / 4 | 1 / 4 | 1 / 4 |
| 110 кВ | 3 / 2 | 4 / 5 | 6 / 8 | |
| 10 кВ | 21 / 0 | 21 / 0 | 21 / 0 | |
| Мощность автотрансформатора, МВА | 63 | 125 | 200 | |
| Суммарный отпуск электроэнергии в сеть с шин источников питания, МВт·ч/год | 315 000 | 650 000 | 1 100 000 | |
Таблица 2
|
Год | Значение нагрузки ПС Д, относительные единицы № подварианта | ||
| 1 | 2 | 3 | |
| 2 | 0,3 | 0,4 | 0,4 |
| 3 | 0,4 | 0,5 | 0,4 |
| 4 | 0,5 | 0,6 | 0,6 |
| 5 | 0,6 | 0,7 | 0,6 |
| 6 | 0,8 | 0,85 | 0,8 |
| 7 | 1,0 | 1,0 | 1,0 |
Вариант II. Определить финансово-экономическую эффективность развития системы электроснабжения района города в связи с необходимостью повышения уровня надежности электроснабжения потребителей и ростом электрических нагрузок. Структурная схема проектируемой электрической сети 110 кВ, состоящей их двух одноцепных кабельных линий электропередачи КЛ 1 и КЛ 2, проложенных в туннеле, и подстанции глубокого ввода ПГВ Ф 110/10 кВ с двумя трансформаторами, приведена на рис. 2.
|
|
|
Рис. 2. Схема проектируемой электрической сети 110 кВ
Инвестиции в развитие сети осуществляется в два этапа – в начале первого и третьего года расчетного периода.
Срок строительства сети — 3 года. В первый год сооружается одноцепная кабельная линия КЛ 1, подстанция глубокого ввода ПГВ Ф (распределительные устройства 110 и 10 кВ, два трансформатора), на источнике питания ИП А устанавливается один выключатель. В третий год сооружается вторая одноцепная кабельная линия КЛ 2, на источнике питания ИП Б устанавливается один выключатель. Исходные данные в зависимости от номера подварианта приведены в табл. 3.
Таблица 3
| № подварианта | 1 | 2 | 3 | |
| Регион сооружения сети | г. Санкт-Петербург | г. Владивосток | г. Краснодар | |
| Длина КЛ 1 / КЛ 2 | 8 / 12 | 6 / 10 | 2 / 6 | |
| Марка КЛ 1 и КЛ 2 | ПвПу2г | ПвПу2г | ПвПу2г | |
| Сечение проводов КЛ 1 и КЛ 2, мм2 | 625 | 800 | 1000 | |
| Тип выключателей | 110 кВ | Элегазовые | Элегазовые | Элегазовые |
| 10 кВ | Вакуумные | Вакуумные | Вакуумные | |
| Количество устанавливаемых выключателей на ПГВ Ф | 110 кВ | 5 | 5 | 5 |
| 10 кВ | 21 / 0 | 21 / 0 | 21 / 0 | |
| Мощность трансформатора, МВА | 40 | 63 | 80 | |
| Суммарный отпуск электроэнергии в сеть с шин источников питания, МВт·ч/год | 175 000 | 320 000 | 450 000 | |
Начало частичной эксплуатации электрической сети — второй год. Выход на проектный уровень нагрузки — пятый год. Динамика электрической нагрузки приведена в табл. 4. Принять потери в проектируемой электрической сети равными 2,5 % от суммарного отпуска электроэнергии в сеть (от ИП А и ИП Б).
Таблица 4
|
Год
| Значение нагрузки ПГВ Ф, относительные единицы № подварианта | ||
| 1 | 2 | 3 | |
| 2 | 0,4 | 0,2 | 0,3 |
| 3 | 0,6 | 0,5 | 0,4 |
| 4 | 0,8 | 0,75 | 0,8 |
| 5 | 1,0 | 1,0 | 1,0 |
Вариант III. Определить финансово-экономическую эффективность строительства линии электропередачи сверхвысокого напряжения, связывающую конденсационную электростанцию и подстанцию электроэнергетической системы, с промежуточным отбором мощности на понижающей подстанции 500 / 220 (330) / 10 кВ в связи с необходимостью повышения уровня надежности электроснабжения потребителей и ростом электрических нагрузок. Структурная схема проектируемой электропередачи сверхвысокого напряжения, состоящей на первом участке из двух одноцепных воздушных линий электропередачи ВЛ 1 и на втором участке из одной одноцепной воздушной линии ВЛ 2 и подстанции ПС Р с двумя трехфазными группами однофазных автотрансформаторов, приведена на рис. 3.
Рис. 3. Схема проектируемой электропередачи сверхвысокого напряжения
Инвестиции в развитие сети осуществляется в два этапа – в начале первого и шестого года расчетного периода.В первый год сооружается одна цепь воздушной линии ВЛ 1, на КЭС устанавливается один выключатель, на понижающей подстанции ПС Р устанавливается часть выключателей распределительных устройств 500, 220 или 330 и 10 кВ (РУВН, РУСН, РУНН) и один автотрансформатор. В шестой год сооружается вторая цепь воздушной линии ВЛ 1, одноцепная воздушная линия ВЛ 2, на шинах ЭЭС устанавливается один выключатель, на ПС Р устанавливается оставшаяся часть выключателей распределительных устройств и второй автотрансформатор. Исходные данные в зависимости от номера подварианта приведены в табл. 5.
Таблица 5
| № подварианта | 1 | 2 | 3 | |||
| Регион сооружения сети | Центр | Северный Кавказ | Западная Сибирь | |||
| Длина ВЛ 1/ ВЛ 2, км | 150 / 200 | 300 / 350 | 400 / 250 | |||
| Материал опор ВЛ 1 и ВЛ 2
| Сталь | Сталь | ж/б | |||
| Сечение проводов ВЛ 1/ВЛ 2, мм2 | 3 х 500 / 3 х 500 | 3 х 300 / 3 х 300 | 3 х 400 / 3 х 400 | |||
| Тип выключателей | 500 кВ | Элегазовые | Воздушные | Элегазовые | ||
| 330 кВ | - | Элегазовые | - | |||
| 220 кВ | Элегазовые | - | Элегазовые | |||
| 10 кВ | Вакуумные | Вакуумные | Вакуумные | |||
| Количество устанавливаемых выключателей на ПС Р на ½ этапе | 500 кВ | 3 / 3 | 3 / 3 | 3 / 3 | ||
| 330 кВ | - | 3 / 3 | - | |||
| 220 кВ | 6 / 6 | - | 4 / 4 | |||
| 10 кВ | 27 / 0 | 23 / 0 | 23 / 0 | |||
| Мощность автотрансформатора, МВА | 3 х 267 | 3 х 167 | 3 х 167 | |||
| Суммарный отпуск электроэнергии в сеть с шин КЭС, МВт·ч/год | 10 800 000 | 5 500 000 | 7 700 000 | |||
Таблица 6
| Год | Значение суммарной нагрузки ПС Р и мощности, передаваемой в ЭЭС, относительные единицы | ||
| № подварианта | |||
| 1 | 2 | 3 | |
| 3 | 0,3 | 0,2 | 0,2 |
| 4 | 0,4 | 0,25 | 0,3 |
| 5 | 0,5 | 0,3 | 0,4 |
| 6 | 0,6 | 0,35 | 0,5 |
| 7 | 0,7 | 0,45 | 0,6 |
| 8 | 0,8 | 0,65 | 0,8 |
| 9 | 0,9 | 0,8 | 0,9 |
| 10 | 1,0 | 1,0 | 1,0 |
Начало частичной эксплуатации электрической сети — третий год. Выход на проектную мощность – десятый год. Динамика электрической нагрузки по годам приведена в табл. 6. Принять потери электроэнергии в проектируемой электропередачи сверхвысокого напряжения равным 2,0 % от суммарного отпуска электроэнергии в сеть (от КЭС).
